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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DEL ESQUEMA DE BARRASTIPO ANILLO EN COMPARACIÓN CON LOS ESQUEMAS DE
BARRA CONVENCIONALES.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DEINGENIERO ELÉCTRICO
Susana Dayanara Albán GalárragaEdisson Raúl Andrade Pazmiño
DIRECTOR: Ing. Patricio Guerrero
Quito, Junio 2003
DECLARACIÓN
Nosotros, Susana Dayanara Albán Galárraga y Edisson Raúl Andrade Pazmiño,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que
no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y,
que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
P
— Q J — - ^ ^
Susana D. Albán G. Edisson R. Andrade P.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Susana Dayanara Albán
Galárraga y Edisson Raúl Andrade Pazmiño , bajo mi supervisión.
Ing. Patricio Guerrero
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTO
En especial a mis padres, por su permanente esfuerzo para lograr que
cumplamos nuestros sueños, por esa entrega de amor incondicional.
A mis hermanos: Mónica y Michael por escucharme y apoyarme.
A Juan Francisco por su cariño y apoyo.
A mis amigos por ayudarme en los momentos más difíciles, a mi compañero
de tesis Edisson que más que un compañero es un gran amigo.
AI Departamento de Expansión de TRANSELECTRiC, de manera muy especial
al Ing. Patricio Guerrero por su colaboración en la realización de éste proyecto.
Al ing. Luis Tapia por su ayuda incondicional.
Susana D. Albán G.
AGRADECIMIENTO:
A Dios por haberme dado unos padres buenos,cariñosos y comprensivos y por haberme
rodeado de verdaderos amigos.Al Ing. Patricio Guerrero por su acertada guia
en la realización de esta tesis.Al Ing. Luis Tapia por su ayuda y buena
voluntadpara con nosotros.A Susy mi amiga y confidente por su cariño y
muchísima comprensión
Edisson
DEDICATORIA
A mis padres y abuelitos Miguel e Iralda, por
enseñarnos a hacer de cada momento una vida y
de la vida un único momento.
Susana D. Álbán. G
DEDICATOKIA
A mis padres, ningún logro valdría lapena sin ellos.
A mi hermano Francisco, mi orgullo einspiración.
Edisson
ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DEL ESQUEMA DE BARRAS TIPOANILLO EN COMPARACIÓN CON LOS ESQUEMAS DE BARRA
CONVENCIONALES.
Pag
CAP I: ASPECTOS GENERALES
1.1. Justificación ' 1
1.2. Objetivos 1
1.3. Alcance 2
1.4. Introducción 2
1.5. Antecedentes 3
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS DE BARRA
PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES.
2.1. Generalidades 5
2.1.1. Características de Esquema 5
2.1.2. Costo Inicial de Esquema 7
2.2. Esquema en Anillo 9
2.2.1. Descripción 9
2.2.1.1. Criterios Básicos de dimensionamiento 10
2.2.1.2. Criterios de Protección y Control 11
2.2.2. Elementos Asociados 17
2.2.3. Costo de Esquema 18
2.3. Esquema Doble Barra con 1 solo interruptor y Bypass 21
2.3.1. Descripción 21
2.3.2. Elementos Asociados 22
2.3.3. Costo de Esquema 23
2.4. Barra Principal y Transferencia 27
2.4.1. Descripción 27
2.4.2. Elementos Asociados 28
2.4.3. Costo de Esquema 29
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DEESQUEMAS DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATROALIMENTADORES.
Pag
3.1. Teoría de Confiabilidad Aplicada a Sistemas de Potencia 34
3.1.1 Método de Harkov 35
3.1.2 Método de Frecuencia y Duración 36
3.2. Análisis Técnico de Esquemas de Barras 37
3.2.1. Aplicación de la Técnica Frecuencia Duración 41
3.2.1.1. Análisis de Fallas 42
3.2.1.2. Determinación de índices k y H 49
3.3. Análisis Económico de Esquemas de Barras ' 49
3.3.1. Costos de Recuperación 49
3.3.2. Costos de Desperfectos 50
3.3.3. Costos de Operación y Mantenimiento 51
3.4. Algoritmo de Solución ' 52
3.5. Comparación y Resultados 54
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRASADECUADO PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO
ALIMENTADORES.
4.1. Diseño. 65
• Alcance 65
• Restricciones 66
4.2. Desarrollo en Visual Basic 6.0 67
4.2.1 Como usar eí Programa 73
4.3. Aplicación a la Subestación Cuenca 77
CAP V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones 81
5.2 Recomendaciones 83
ÍNDICE DE TABLAS
Págs:
Tab. n.l: Elementos Asociados a una Posición de Línea - Esquema en Anillo 17
Tab. EE.2: Elementos Asociados a cuatro Posiciones de Línea- Esquema en Anillo 17
Tab. n.3: Área Ocupada Esquema en Anillo 18
Tab. n.4: Costo Total Obra Civil - 138 kV Esquema en Anillo 19
Tab. H.5 Costo Total Obra Civil - 230 kV Esquema en Anillo 19
Tab. E.6 Costo Total Equipamiento - 138 kV y 230 kV- Esquema en Anillo 20
Tab. n.7: Costo Inicial - 138 kV y 230 kV- Esquema en Anillo 20
Tab. n.8: Elementos Asociados a una Posición de Línea
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 22
Tab. IL.9: Elementos Asociados a la Posición de Acoplamiento
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 22
Tab. IC.IO: Elementos Asociados a cuatro Posiciones de Línea
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 23
Tab. H.l 1: Área Ocupada Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 23
Tab. H12: Costo Total Obra Civil - 138 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 24
Tab. H.13: Costo Total Obra Civil - 230 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 25
Tab. n.14: Costo Total Estructuras Metálicas - 138 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 25
Tab. n.15: Costo Total Estructuras Metálicas - 230 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 26
Tab. H.16: Costo Total Equipo - 138 kV y 230 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass " 26
Tab. H.17: Costo Inicial - 138 kV y 230 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass 27
Tab. n.l8: Elementos Asociados a una Posición de Línea
Esquema Barra Principal y Transferencia 28
Tab. 11.19: Elementos Asociados a una Posición de Transferencia
Esquema Barra Principal y Transferencia 28
Tab. n.20: Elementos Asociados a cuatro Posición de Línea
Esquema Barra Principal y Transferencia 29
Tab. n.21: Área Ocupada-Esquema Barra Principal y Transferencia 29
Tab. K22: Costo Total Obra Civil - 138 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia 30
Tab. H.23: Costo Total Obra Civil - 230 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia 30
Tab. H24: Costo Total Estructuras Metálicas - 138 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia 31
Tab. H.25: Costo Total Estructuras Metálicas - 230 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia 31
Tab. n.26: Costo Total Equipo - 138kVy 230 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia 32
Tab. n.27: Costo Total Equipo - 138kV y 230 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia 32
Tab. HL1: Tiempos de Interrupción de Esquemas
Por Falla en Barra Principal 44
Tab. m.2: Costos Energía Fuera de Mérito 50
Tab. 3H.3: Comparación Cualitativa 54
Tab. El.4: Comparación Cuantitativa -Área de Esquemas 55
Tab. ni.6: Comparación Cuantitativa -Costo Inicial 56
Tab. m.7: Comparación Cuantitativa -Costo Anual de Recuperación de Capital 57
Tab. DI. 8: Comparación Cuantitativa -índices de Confiabilidad 58
Tab. ÜI.9: Comparación Cuantitativa -Costo Anual de Desperfectos 59
Tab. ni. 10: Comparación Cuantitativa -Costo de O & M 60
Tab. mil: Comparación Cuantitativa -Costo Anual Total 138kV 61
Tab. mi2: Comparación Cuantitativa Costo Anual Total 230kV 62
ÍNDICE ANEXOS
ANEXO 1: ÁREAS Y ESTRUCTURAS
1.1. Subestaciones Tipo
1.2. Estructuras para 138kV
1.3. Estructuras para 230kV
1.4. Esquema en Anillo disposición para 6 posiciones
1.4.1. Área requerida para nivel de voltaje 138kV
1.4.2. Área requerida para nivel de voltaje 230kV
1.5. Esquema Doble Barra con un solo Disyuntor y Bypass
disposición para 6 posiciones
1.5.1. Área requerida para nivel de voltaje 138kV
1.5.2. Estructuras para nivel de voltaje 138kV
1.5.3. Área requerida para nivel de voltaje 230kV
1.5.4. Estructuras para nivel de voltaje 230kV
1.6. Esquema Barra Principal y Transferencia disposición para 6
posiciones
1.6.1. Área requerida para nivel de voltaje 138kV
1.6.2. Estructuras para nivel de voltaje 138kV
1.6.3. Área requerida para nivel de voltaje 230kV
1.6.4. Estructuras para nivel de voltaje 230kV
ANEXO 2: DATOS DE COSTOS ESTIMADOS ENTREGADOS PORTRANSELECTRIC
2.1. Costos de Cimentaciones
2.2. Costo de Malla Puesta a Tierra
2.3. Suministro de Estructuras Metálicas
2.4. Montaje de Estructuras Metálicas
2.5. Costos de Equipo de Corte y Seccionamiento
ANEXO 3: CALCULO COSTO DE OBRA CIVIL POR ESQUEMA PARA138kVy230kV
3.1. Esquema en Anillo
3.1.1 Cálculo costo cimentaciones
3.1.2 Cálculo costo malla puesta a tierra
ÍNDICE ANEXOS
3.2. Esquema Doble Barra con un solo disyuntor y bypass
3.2.1. Cálculo costo cimentaciones
3.2.2. Cálculo costo malla puesta a tierra
3.3. Esquema Barra Principal y Barra de Transferencia
3.3.1. Cálculo costo cimentaciones
3.3.2. Cálculo costo malla puesta a tierra
ANEXO 4: CALCULO COSTO ESTRUCTURAS METÁLICAS PARA138kVy230kV
4.1. Esquema Doble Barra con un solo disyuntor y Bypass
4.2. Esquema Barra Principal y Barra de Transferencia
5: CALCULO COSTO EQUIPAMIENTO POR ESQUEMA
5.1. Esquema en Anillo
5.2. Esquema Doble Barra con un solo disyuntor y Bypass
5.3. Esquema Barra Principal y Barra de Transferencia
ANEXO 6: ÍNDICES DE CONFIABILIDAD
ANEXO 7: COSTOS DE ESQUEMAS
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS/ SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO
ANEXO 10: PROGRAMACIÓN EN VISUAL BASIC 6.0 - CÓDIGO
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA
RESUMEN
La ¡mplementación de un determinado esquema de barras, deberá estar basado en
el desarrollo de un estudio técnico y económico el mismo que considere análisis de
costos de inversión, costos de interrupción de servicio y costos de operación y
mantenimiento para las diferentes configuraciones.
El principal objetivo de éste trabajo es desarrollar dicho estudio para la selección de
esquemas de barras para Subestaciones de 138 y 230 kV., para ello se analiza dos
esquemas tradicionalmente usados (Barra Principal y Transferencia y Doble Barra
con un solo Disyuntor y Bypass) e incluye el recientemente incorporado en el SNI
(Esquema en Anillo).
El esquema en Anillo presenta una muy buena alternativa para la construcción de un
esquema de barras, sin embargo la implementación de éste deberá ser analizado
dependiendo de las necesidades de la Subestación.
Dicho estudio se encuentra sintetizado en un programa computacional realizado en
Visual Basic 6.0, el mismo que presenta los parámetros económicos e Índices
técnicos necesarios para optar por un determinado esquema. Presenta además una
aplicación a la Subestación Cuenca con la finalidad de justificar el escogitamiento
del esquema de barra implementado.
PRESENTACIÓN
El presente estudio evalúa técnica y económicamente tres tipos de esquemas de
barras con la finalidad de escoger el más idóneo.
Técnicamente se optó por el método de Frecuencia y Duración el mismo que
proporciona información cuantitativa que permite analizar y comparar el
comportamiento de un esquema mediante sus índices de confiabilidad.
Económicamente se analizan costos de inversión, anuales de: recuperación,
desperfectos; y, operación y mantenimiento, esto con la finalidad de valorar un costo
anual total que servirá para elegir un determinado esquema.
CAP I: ASPECTOS GENERALES
CAPITULO I: ASPECTOS GENERALES
1.1 JUSTIFICACIÓN
La ¡mplementación de un determinado esquema de barra, comúnmente se la ha
realizado considerando la experiencia en construcción de subestaciones en ei SNl
así: 138kV Barra Principal y Transferencia y 230kV Doble Barra con un Interruptor
y Bypass. Esta práctica si bien ha ofrecido cierto nivel de confiabilidad, no
considera otras alternativas que pudieran presentar mayores ventajas tanto
técnicas como económicas.
Por tal motivo, el realizar un estudio técnico económico para un esquema de
barras tipo anillo permitirá establecer las ventajas y desventajas de éste frente a
los convencionales esquemas de barra implantados en nuestro país, garantizando
una inversión adecuada así como el correcto funcionamiento de una determinada
subestación.
1.2 OBJETIVOS
Con el presente trabajo se pretende alcanzar los siguientes objetivos:
• Desarrollar un estudio técnico-económico del esquema de barras tipo anillo,
barra principal y de transferencia y doble barra con un disyuntor y bypass para
Subestaciones de 138 y 230 kV con cuatro alimentadores. El equipo analizado
será convencional, no se analizarán Subestaciones aisladas en gas SF6
puesto que la disponibilidad de los parámetros técnicos necesarios para e!
análisis se limita a equipo convencional.
• Comparación del esquema de barras en anillo con los dos esquemas de
barras convencionales.
• Diseño y desarrollo de un programa interactivo que permita establecer el
. esquema de barras adecuado para una subestación con cuatro alimentadores
y con una futura ampliación a seis.
CAP I; ASPECTOS GENERALES
1.3 ALCANCE
El desarrollo de esta tesis abarcará hasta los siguientes aspectos:
a) Análisis técnico-económico del esquema de barras tipo anillo tomando
como referencia lo implantado en la Subestación San Idelfonso en
Máchala.
b) Establecimiento de los criterios necesarios para una comparación entre los
diferentes esquemas de barras.
c) Comparación con los esquemas de barra; Principal y Transferencia y Doble
barra con un disyuntor y Bypass.
d) Aplicación a la Subestación Cuenca.
e) Desarrollo de un programa en Visual Basic 6.0 que nos permita obtener
resultados comparativos tanto de contabilidad como económicos para los
diferentes esquemas de barra.
f) Conclusiones y Recomendaciones.
1.4 INTRODUCCIÓN
El sector eléctrico sin duda alguna constituye un pilar fundamental en el desarrollo
de nuestro país, por tal motivo un correcto desempeño de éste garantizará
avances a todo nivel, por ello sus obras deben poseer niveles adecuados de
funcionamiento.
Uno de los componentes importantes de nuestro Sistema Nacional Interconectado
lo constituyen las subestaciones eléctricas."Una subestación eléctrica es un
conjunto de dispositivos eléctricos, que forman parte de un sistema eléctrico de
potencia; sus funciones principales son: Transformar tensiones y derivar circuitos
de potencia." (1) "Esta funciona como punto de conexión o conmutación para
líneas de transmisión, alimentadores de subtransmisión, circuitos de generación y
transformadores elevadores y reductores"Í2), por ello los principales objetivos de
diseño de una subestación están encaminados a proporcionar máxima
confiabilidad, flexibilidad, continuidad de servicio y satisfacerlos a los costos de
inversión más bajos que satisfagan las necesidades del sistema. Y al hablar de
(1) Referencia R2, Capítulo 1, Pág.l® Referencia Rl, Sección 17, Pag. 2
CAP 1: ASPECTOS GENERALES
costos, no es menos cierto que los costos de las subestaciones importantes se
reflejan en los transformadores y en el equipo de corte y seccionamiento; el trazo
de la barra y el arreglo de conmutación seleccionado determinarán el número de
disyuntores y seccionadores requeridos.
Para que la selección de un esquema de barras sea óptima es necesario realizar
una comparación entre los posibles esquemas que pueden usarse, imponiendo
exigencias técnicas y económicas como lo son la confiabilidad y el costo.
Con el objetivo de optar por un esquema que brinde elevados niveles de
confiabilidad el presente trabajo introduce en el análisis de los esquemas de
barras a nivel de 138 y 230 kV la posibilidad de usar el esquema tipo anulo, para
ello se examinan las diferentes ventajas y desventajas de éste esquema frente a
los usuales.
A continuación se presentan las diferentes alternativas para una Subestación con
cuatro alimentadores, se analiza tanto la parte técnica como la económica para
posteriormente evaluar y elegir la mejor opción.
Como parte integral del siguiente trabajo se presenta una herramienta
computacional que permite evaluar técnica y económicamente los esquemas
motivo de estudio para una subestación con cuatro alimentadores y una futura
ampliación a seis alimentadores.
1.5 ANTECEDENTES
Tradicionalmente, en la selección de esquemas de barras, en e! antiguo INECEL y
en la actualidad en TRANSELECTRIC se privilegian aquellos esquemas cuya
confiabilidad sea la mayor sin tomar en cuenta los altos costos que representan
sus implemeritaciones. De allí que el diseño de nuestras subestaciones eléctricas
se sustenta básicamente en "experiencias" anteriores. Tal es así que incluso se
ha llegado a "normar" la aplicación de !os esquemas de barras de acuerdo al nivel
de voltaje de la subestación en diseño, concretamente de la siguiente forma:
CAP i: ASPECTOS GENERALES
Para subestaciones de 138RV Esquema de Barras Principal y Transferencia
Para subestaciones de 230kV Esquema de Doble Barra con un solo
Disyuntor y "By Pass"
Limitando oportunidades a otros esquemas de barras que también ofrecen
ventajas.
El problema surge a raíz de la selección del esquema de barras en la subestación
San Idelfonso, TRANSELECTRIC ya tenía definida que para ésta su configuración
de barras sería de Doble Barra con un Disyuntor y By Pass, sin embargo la
consultora extranjera EDC propuso la conveniencia de realizar un arreglo en anillo
el cual ofrecía ventajas económicas y técnicas.
"Luego de recapitularse las ventajas y desventajas de los dos sistemas de barra
propuestos, TRANSELECTRIC vio la oportunidad de efectuar la aplicación de un
nuevo sistema de barras para la subestación de 138 kV de San Idelfonso. De esta
manera TRANSELECTRiC aprobó la recomendación del consultor de adoptar el
esquema de barras en anillo para esta subestación por sus características de alta
contabilidad."(1)
Es por eso que se hace justificable realizar un estudio técnico-económico del
esquema de barras tipo anillo en comparación con los esquemas de barras
convencionales (Barra Principal y de Transferencia y de Doble Barra con un solo
Disyuntor y "By Pass") para una subestación dada.
(1) ACTA N°3, Reunión TRAHSELECTRIC S.A - EDC - WASHINGTON, literal 9.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE
ESQUEMAS DE BARRA PARA UNA SUBESTACIÓN CON
CUATRO ALIMENTADORES.
2.1 GENERALIDADES
La elección del esquema de barra para una subestación depende de las
características específicas de cada sistema eléctrico y de la función que realiza
dicha subestación en el sistema.
"El esquema que se adopte determina en gran parte el costo de la instalación.
Este depende de la cantidad de equipo considerado en el esquema, lo que a su
vez repercute en la adquisición de mayor área de terreno y finalmente en un costo
total mayor".(1)
Es por eso que al momento de decidirse por tal o cual esquema de barras de
subestación es necesario evaluar y comparar sus ventajas y desventajas para
escoger la que mejor se acomode a nuestra necesidad y disponibilidad
económica.
2.1.1 CARACTERÍSTICAS DE UN ESQUEMA
Para realizar una buena selección del esquema de una subestación debemos
conocer sus características y para el efecto las hemos clasificado en
características técnicas y económicas.
TÉCNICAS
Estas tienen que ver con los siguientes aspectos:
• La continuidad en el servicio brindada por el esquema a elegirse, es
necesario tener en cuenta que la interrupción del servicio no solamente
conllevaría la no venta de potencia y energía sino también las respectivas
multas establecidas en la ley del régimen del sector eléctrico y sus
regulaciones.
C1) Referencia R2, Capítulo 1, Pág.4
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
• La operación del esquema, que está relacionada con la mayor o menor
cantidad y complejidad de maniobras dependiendo del número de equipo
que se disponga.
• El mantenimiento de los equipos asociados al esquema elegido, debe
ser realizado con la mínima suspensión del servicio.
• Las facilidades de ampliación de la subestación, deben ser tales que
involucren una mínima interrupción del servicio.
• La protección del esquema, dependerá de la cantidad de equipo
asociado que éste tenga, ya que un mayor número de elementos exige
mayor complejidad en la protección.
• Selectividad, relacionada con la facilidad de agrupar circuitos según las
necesidades de operación.
ECONÓMICAS
Específicamente relacionadas con los costos inicial y anual.
El costo inicial depende de los siguientes puntos:
• Cantidad del equipo: Un esquema de barras de mayor complejidad exigirá
una mayor cantidad de equipo.
• Calidad del equipo: Mayor calidad implica un mayor costo del equipo pero
se necesitará de poco cuidado al momento de su operación y
mantenimiento, mientras que una menor calidad involucra un menor costo
pero exigirá un mayor cuidado y mantenimiento continuo. Algunos
fabricantes en este rubro incluyen también capacitación del personal que
operará y mantendrá la subestación.
• Transporte del equipo: Este costo generalmente está incluido en el costo
total del equipo por parte del fabricante el cual lo entrega en las bodegas
de TRANSELECTRIC. Este costo es llamado costo DDP (Delivered Duty
Paid) y por medio de éste el cliente realiza un solo pago en el que no están
incluidos los impuestos.
• Montaje y puesta en servicio del equipo: Es común que el fabricante utilice
su personal para supervisar el montaje y puesta en servicio de la
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
subestación garantizando de esta manera que el equipo se entrega en
óptimas condiciones.
Los costos anuaies tienen gran influencia el momento de realizar la selección de
un esquema de barras de una subestación ya que en éstos se ven involucrados
directamente la confiabilidad y la rentabilidad del esquema. Estos constan a su
vez de los siguientes costos:
• Costos anuales de recuperación del capital. En estos costos el
inversionista recobra lo invertido en la subestación dentro de un periodo de
tiempo y a una tasa de interés establecidos previamente.
• Costos anuales de desperfectos: Mediante estos costos el esquema es
evaluado en su confiabilidad, determinándose para el efecto los costos
anuales de potencia y energía que se dejaría de suministrar debido a fallas
en los componentes del mencionado esquema.
• Finalmente, ios costos anuales de operación y mantenimiento reflejan la
complejidad y calidad del esquema que se ha escogido, ya que un
esquema con una mayor cantidad de elementos exigirá una mayor
complejidad en su operación, y a su vez un esquema con elementos de
mayor calidad involucra un menor mantenimiento para los mismos.
2.1.2 COSTO INICIAL DE UN ESQUEMA
En el análisis del costo de esquema básicamente influyen: el área ocupada, el tipo
de materiales, el número de equipos requeridos y sus estructuras todos estos con
su costo DDP.
Este costo en si representa la inversión inicial que se debe realizar para llevar a
cabo la construcción del esquema seleccionado.
a) Área ocupada:
Mediante la información proporcionada por TRANSELECTRIC, en cuanto a
subestaciones tipo a 138 y 230RV se establece el área requerida para una
subestación con cuatro alimentadores, previendo ampliación futura de dos
posiciones.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
b) Obra Civil:
Relacionada directamente con el área necesaria para la implementación de un
determinado esquema, ya que ésta depende del arreglo tanto del equipo como
de estructuras metálicas, es decir del esquema de barra que se elijaj por tanto
considera tos costos de las cimentaciones para los diferentes equipos y
estructuras que conformarán un determinado esquema.
La ubicación del terreno es un factor muy importante que incide en el costo de la
obra civil puesto que nos referimos a la zona geográfica en la que se desea
implantar una determinada subestación y de esta dependerá la necesidad o no de
acondicionamiento del área requerida para el esquema, con lo que se incurre en
un gasto que puede ser considerable dependiendo de las obras de
acondicionamiento, estas pueden ser desbanques y/o rellenos, o pilotajes
dependiendo del sitio.
Para el efecto de nuestro estudio, el área a ser tomada en cuenta se limita
únicamente al área ocupada por el esquema de barras y con el fin de partir en
iguales condiciones para todos los esquemas ésta se considera ya adecuada.
c) Estructuras de soporte:
Estructuras metálicas, estas consideran tanto las columnas como las vigas
necesarias para un arreglo de barras, las mismas que deben presentar ciertas
características técnicas a fin de soportar los esfuerzos mecánicos ocasionados
por acción de agentes como el viento, peso de conductores y/o peso de equipo de
seccionamiento, esfuerzos mecánicos que se producen durante la operación de
interruptores y seccionadores.
d) Número de equipos requeridos:
Todos los esquemas de barra poseen equipamiento para protección y medición,
como son los transformadores de potencial y los de corriente, así como
pararrayos entre otros, todos estos asociados a cada posición de línea.
Generalmente son elementos propios de cada posición y no dependientes dei
esquema empleado, por ello no se los considera en el siguiente análisis, por lo
que al evaluar el costo del equipo requerido en un determinado esquema se
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
considerarán únicamente aquellos equipos de corte y seccionamiento ya que el
número de estos si depende de cada esquema.
Todos los rubros importantes para evaluar el costo de un determinado esquema
son proporcionados por TRANSELECTRIC, éstos se pueden observar en el
ANEXO 2.
Con base a lo anteriormente indicado, el presente capítulo describe los esquemas
de barra para niveles de voltaje 138kV y 230 kV.
2.2 ESQUEMA EN ANILLO
2.2.1 DESCRIPCIÓN
En este tipo de esquema los disyuntores están dispuestos en un anillo con
circuitos conectados entre cada disyuntor.
Existe igual número de disyuntores que de circuitos, se puede independizar a
cada uno de ellos sin interrumpir el abastecimiento de energía.
Los relés de protección no necesitan ser cambiados en caso de realizar
maniobras de operación o de mantenimiento.
El alimentador de mayor carga será el que defina la capacidad de todos los
disyuntores.
ESQUEMA EN ANILLO
Fig. 11.1
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 10CON CUATRO ALIMENTADORES
Funcionamiento:
> Para condiciones normales de operación todos los disyuntores están
cerrados.
> Para condición de falla en un circuito dado operan dos disyuntores.
> En caso de ocurrir una falla que obligue la salida de la UT, puede
desconectarse mediante su seccionador y el anillo se cierra.
> En caso de mantenimiento de un disyuntor, el anillo se abre, sin embargo
las posiciones de línea siguen energizadas, es decir no se interrumpe el
servicio.
Este esquema en su operación exige procedimientos un poco más elaborados
que pueden provocar errores de operación, permite aislar un circuito afectado sin
interrumpir el servicio además es económico puesto que posee menor número de
elementos de corte y seccionamiento con respecto a los otros esquemas de
barras.
2.2.1.1 Criterios básicos de dimensionamiento
Los seccionadores deben sujetarse a las corrientes de servicio continuo.
Es recomendable usar seccionadores motorizados y manuales, así:
Motorizados los seccionadores separadores de cada circuito y manuales todos los
del interior del anillo y los de tierra, esto basado en los siguientes criterios:
1) Los seccionadores del anillo sólo operan para poner en mantenimiento un
disyuntor.
2) Los seccionadores del anillo no deben operar para sacar de servicio un
circuito, con el fin de que el anillo opere siempre cerrado.
3) La frecuencia de mantenimiento será reducida y será una operación que
exige que e! personal esté físicamente en el patio, con lo cual los
interbloqueos mecánicos previstos darán la debida seguridad de operación.
Para control de una subestación con este esquema desde un centro de
control, todos los seccionadores deberán ser motorizados a fin de tener
dominio sobre éstos.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 11CON CUATRO ALIMENT ADORES
2.2.1.2 Criterios de protección y control
Al ser este esquema relativamente nuevo en la construcción de subestaciones de
TRANSELECTRIC, en nuestro país a nivel de 230kV y 138kV, es importante
describir ciertos criterios de protección y control.
PROTECCIÓN:
El sistema de protección esta basado en los mismos criterios y principios que se
usan para proteger todas las subestaciones del SN!.
a) Protección de Líneas:
La protección primaria de las líneas esta definida por las protecciones
empleadas en cada subestación.
La protección primaria para el caso específico de San Idelfonso es un
esquema de disparo transferido permisivo de sobre alcance esto mediante
TP's y TC's de línea, que consiste de un sistema trifásico de distancia tipo
piloto para fase-fase y fase-tierra. Este sistema trabaja conjuntamente con un
sistema carrier (Power Line Carrier) y posee un recierre simple.
Este tipo de protección no es exclusivo del anillo ya que existen muchos tipos
de esquemas de relevadores como: subalcance directo, subalcance
permisible, comparación direccional, comparación de fases y alambre piloto.
Para mayor detalle con respecto a este tipo de protecciones ver ANEXO 8.
Este esquema usa protección de distancia de alta velocidad tipo mho, para
todo tipo de fallas que ocurran en la línea protegida, monofásica o trifásica. El
disparo se ordena a ios disyuntores a través de relés auxiliares de alta
velocidad.
Al reié de protección primaria está asociada una señal de guardia transmitida
desde cada terminal de línea adyacente. Estos relés están calibrados para
que la sensibilidad a fallas alcance hasta el 20% más allá de la próxima
subestación y asegurar completamente el despeje de fallas de la línea.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 12CON CUATRO ALIMENTADORES
Cuando la falla ocurre en la línea protegida, cambia de frecuencia la señal de
guardia y se envía la señal de disparo al terminal opuesto de la línea, para de
esta manera permitir que los relés en ambos extremos abran los disyuntores y
despejen la línea con falla.
La acción del relé es prácticamente instantánea, de tal manera que, los
disyuntores en ambos extremos de la línea operan simultáneamente. Este tipo
de protección de línea se llama de "disparo transferido permisivo de sobre
alcance".
Recierre de alta velocidad.- El esquema de recierre recomendado para las
líneas deberá ser simple y de alta velocidad. El relé de recierre (79) operará
cuando el disparo ha sido a través de la protección primaria. Puesto que cada
línea tiene dos disyuntores, se usará uno de ellos como líder para el proceso y
el otro seguirá el recierre si la operación del primero fue exitosa.
Todos los disyuntores estarán en capacidad de operar como líderes, pero
deberá definirse mediante "links", cuales deben cumplir esta función en un
momento dado.
b) Protección del Anillo:
El sistema de protección para el esquema de barras en anillo para la
Subestación San Idelfonso considera la alternativa de traslape de
protecciones.
La protección secundaria de las líneas de transmisión se unifica con la
protección del anillo (TP's de barra) y consiste en relés de sobrecorriente
direccional entre fases y fase - tierra, polarizados con voltaje.
Para este tipo de protección tenemos dos alternativas descritas a
continuación:
CAP Jir DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
13
Alternativa 1:
ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL ANILLO
Fig. tl.2
Este esquema no presenta independencia entre protecciones primaria y
secundaria ya que los TC's comparten un mismo núcleo, es decir, que en caso
de falla en uno de los TC's el otro se vería también afectado, con lo que el
esquema quedaría sin protección.
Alternativa 2:
ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL ANILLO
Fig. 11.3
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
14
Este esquema a diferencia del anterior presenta independencia de protección
primaria y secundaria, es más costoso debido a la utilización de un TC de
características especiales dependientes de las condiciones que en este caso
son de la línea, sin embargo, cabe destacar que el principio de protección de
ambas alternativas es el mismo.
En la Subestación San Idelfonso se usa la alternativa 2 debido a la ventaja ya
descrita en el párrafo anterior ya que el costo se ve justificado con la
confiabilidad en la protección.
Este esquema asegura un traslape de fas protecciones en la zona del anillo
entre disyuntores y hacia las líneas o hacia los transformadores, aún cuando
las protecciones particulares del circuito estén fuera de operación.
c) Protección por falla de disyuntores:
En el caso de falla en el disparo de un disyuntor del anillo, se utilizará un
esquema de respaldo formado por un relé auxiliar temporizado (2/TR), el cual
se energizará al operar los relés de disparo de alta velocidad (94 ó 94P) y
enviará una señal, luego de un tiempo predeterminado a un relé de disparo
86 BF con el objeto de disparar los disyuntores adyacentes al que falló y de
esa manera eliminar la alimentación a la falla.
Para ejemplificar lo arriba descrito supongamos falla en 1_2, en esta condición
deben operar los disyuntores A y C. En caso de falla en el disparo del
disyuntor A el disyuntor adyacente que opera es B, con lo que para despejar la
falla operan los disyuntores B y C.
Ll
B
L2
C
Protección por falla de disyuntor
Fig. 11.4
CAP H: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 15CON CUATRO ALIMENTADORES
d) Verificación de Sincronismo:
Se debe prever un relé de verificación de sincronismo (25), previo el cierre de
cada uno de los dos disyuntores del circuito, en operación manual o recierrre.
Las señales de voltaje a compararse, provendrán de los divisores capacitivos
de potencial de cada circuito y de los divisores capacitivos del anillo.
e) Señales de Voltaje:
Las señales de voltaje tanto, para protección como para medición, se toman
de divisores capacitivos de potencial ubicados en cada línea y en dos puntos
diagonales del anillo.
Se emplean dos juegos de divisores capacitivos de potencial para el anillo con
el fin de asegurar la presencia de voltaje de polarización a la protección
secundaria, aún cuando el juego esté fuera de servicio por falla en la posición
en que está conectado.
CONTROL:
El control se define en base a la lógica prevista para la operación de cada
elemento de la subestación.
a) Control de seccionadores:
1. Seccionadores aisladores de disyuntores
Estos podrán ser operados sólo si el respectivo disyuntor está abierto.
2. Seccionadores aisladores de línea
Podrán operar si se disparan los dos disyuntores relacionados con la
Línea.
3. Cuchillas de puesta a tierra de línea
Sólo podrán operarse si la línea está sin tensión y el seccionador aislador
de línea está abierto.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 16CON CUATRO ALIMENTADORES
b) Control de disyuntores de línea:
1. Cierre y recierre del disyuntor
Para cerrar el disyuntor desde el cuarto de control, deben cumplirse las
siguientes condiciones:
> Que no haya falla en la línea con la cual están relacionados,
ni en el anillo.
> Si la sincronización se hace entre línea y barra energizada,
debe operar el relé de sincronización.
El cierre del disyuntor puede realizarse desde los tableros del cuarto de
control o desde una estación remota.
Las condiciones para el recierre automático de un disyuntor son las
siguientes:
> Que se haya disparado el disyuntor por falla en la
línea.
> Que se cumplan las condiciones para sincronismo
entre la línea y la barra, para poder conectar la línea.
> Que opere el relé de recierre (79).
Si estas condiciones se cumplen, se cerrará el disyuntor líder y se enviará
una señal de cierre ai disyuntor seguidor para que a su vez éste haga el
recierre.
El disyuntor será operado eléctrica y manualmente desde el equipo en el
patio. La operación eléctrica en el patio se prevé para propósitos de
mantenimiento e inspección, por lo que se sugiere que para inspeccionarlo
estén abiertos ios seccionadores aisladores.
2.- Disparo del disyuntor de línea
Este puede ser operado desde el cuarto de control sea automáticamente
mediante los relés de disparo, cuando opere la protección principal o
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
17
secundaria de la línea, o por falla del disyuntor adyacente, o manualmente
desde los tableros.
Existe también la posibilidad de disparo desde una central remota de
supervisión de todo el sistema.
2.2.2 ELEMENTOS ASOCIADOS
POSICIÓN DELINEA
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Cantidad
22
1
Elementos Asociados a una Posición de Línea
Esquema en Anillo
Tab. 11.1
Cada posición de línea posee dos disyuntores asociados, esto se debe a que
cada línea comparte de cierta forma su disyuntor con la línea adyacente.
Para evaluar el total de elementos asociados al esquema en anillo, se debe
recordar que el número de disyuntores es exactamente igual a! número de
circuitos.
ESQUEMA CON 4 POSICIONES
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Cantidad
484
Elementos Asociados a cuatro Posiciones de Línea
Esquema en Anillo
Tab. II.2
Para una posición de transformación, ios elementos asociados difieren de una
posición de línea por el seccionador de puesta a tierra previsto para*mantenimiento.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 18CON CUATRO AL1MENTADORES
Una aplicación de este esquema es la Subestación San Idelfonso, referencia de
nuestro estudio, cuyas características se pueden observar en el ANEXO 9.
2.3.3 COSTO DE ESQUEMA
a) Área ocupada.- Mediante la información proporcionada por TRANSELECTRIC
se realiza los planos para un esquema de barra en anillo para niveles de voltaje
en 138kVy230kV. (Ver ANEXO 1.4).
El área necesaria para construir un patio con este esquema es:
Nivel de VoltajekV138230
Área necesariam2
2.626,564.212,00
Área Ocupada
Esquema en Anillo
Tab. II.3
Mediante este valor se evalúa el costo del esquema en su parte civil la misma que
considera las cimentaciones de ios diferentes elementos del esquema, tales
como bases soporte para los equipos, para ias estructuras ; así como la malla de
puesta a tierra.
b) Obra Civil.-
Las siguientes tablas presentan un costo estimado del rubro Obra Civil en el que
debería incurrir TRANSELECTRIC para realizar un esquema de barra en anillo,
para niveles de voltaje 138 kV y 230 kV.
Este considera, únicamente en este tipo de esquema, los costos de
cimentaciones para equipo de corte y seccionamiento, puesto que si bien se
requieren estructuras para acoplar las posiciones y preveer espacio para las
ampliaciones, éstas no inciden mayormente en el costo del esquema; considera
además la malla de puesta a tierra.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
19
Los costos con lo que se realizó el cálculo de este rubro se encuentran detallados
en el ANEXO 2.1, los mismos que incluyen ya el costo de mano de obra.
COSTO TOTAL OBRA CIVILESQUEMA EN ANILLO
138kV
Descripción
CimentacionesMalla de Puesta a Tierra
Total
CostoUS$22.800,003.283,20
26.083,20
Costo Total Obra Civil -138 kV
Esquema en Anillo
Tab. II.4
COSTO TOTAL OBRA CIVILESQUEMA EN ANILLO
230 kV
Descripción
CimentacionesMalla de Puesta a Tierra
Total
CostoUS$29.200,005.265,00
34.465,00
Costo Total Obra Civil - 230 kV
Esquema en Anillo
Tab. II .5
En el ANEXO 3.1 se puede observar el detalle de cálculo de los costos indicados.
c) Estructuras Metálicas.-
Las estructuras soporte de los equipos están incluidos en el costo de los mismos,
es decir, son proporcionadas por !a casa fabricante.
En cuanto a las estructuras de soporte de conductores no se los considera en el
análisis, puesto que no presentan mayor incidencia.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
20
d) Equipamiento.-
Para evaluar el costo de equipamiento se considera los costos DDP de éstos, se
considera, además el valor por montaje de equipo un 10% del valor total del
mismo. La siguiente tabla muestra et costo total en equipo para cada nivel de
voltaje, considerando ya el montaje.
COSTO TOTAL EQUIPAMIENTO
ESQUEMACON 4 POSICIO
NIVEL DE VOLT AJEkV138230
i ANILLONES DE LINEA
COSTO EQUIPOUS$
260.242,27609.037,44
Costo Total Equipamiento - 138 kV y 230 kV
Esquema en Anillo
Tab. I1.6
En el ANEXO 5.1 se puede observar con más detalle el cálculo de los valores
indicados,
COSTO INICIAL
ESQUEMA EN ANILLO 4 POSICIONES
Nivel de VoltajekV
738
230
Obra CivilUS$
26.083,20
34.465,00
EquipoUS$
260.242,27
609.037,44
Costo InicialUS$
286.325,47
643.502,44
Costo Inicial-138 kV y 230 kV
Esquema en Anillo
Tab. H.7
Los valores utilizados para el cálculo de los diferentes rubros importantes
considerados en eí costo inicial de! esquema fueron proporcionados por
TRANSELECTRIC y éstos están actualizados a la última obra realizada por dicha
entidad, esto es Subestaciones Santa Rosa y Pomasqui (Marzo del presente
año).
CAP II; DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
21
2.3 ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS
2.3.1 DESCRIPCIÓN
Este esquema emplea dos barras principales, cada circuito incluye dos
seccionadores selectores de barra, así como un seccionador "Bypass".Un
disyuntor denominado de enlace o acoplador permite ia conexión entre barras.
ESQUEMA DOBLE BARRA
CON UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS
Fíg. 11.5
Funcionamiento:
La totalidad de los circuitos pueden conectarse a una de las barras o se
distribuyen por partes iguales en cada una de las barras, con la finalidad de
que en caso de falla de una barra o un disyuntor la salida de servicio sea
únicamente de los circuitos asociados a la falla.
El disyuntor de enlace funciona siempre cerrado, para reemplazo deben
pasarse todos los circuitos a una barra.
Para condición de falla en una barra, la otra puede suplir la demanda sin
ocasionar mayores inconvenientes.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
2?
> Para efectuar mantenimiento al disyuntor de línea no se requiere la salida
de servicio de ésta, debido a la operación del seccionador "Bypass" y
reemplazo de su disyuntor por ei de acople o enlace, con lo que esta
maniobra es similar a la realizada en un esquema Barra Principal y
Transferencia.
El sistema de protecciones es más complejo. Solo en transferencia de una barra a
otra y por pocos segundos los circuitos operan desde las dos barras (disyuntor de
enlace opera normalmente cerrado) con lo que se requiere un esquema de relés
de protección muy selectivo, con la finalidad de prevenir la salida de toda la
subestación por causa de una falla en cualquiera de las barras.
Cada barra tiene ia capacidad de carga para toda la subestación.
Se requiere principal atención y cuidado con la operación de disyuntores y
seccionadores.
2.3.2 ELEMENTOS ASOCIADOS
POSICIÓN DE LINEAElemento
DisyuntorSeccionador BypassSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Cantidad1131
Elementos Asociados a una Posición de Línea
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. II.8
POSICIÓN DE ACOPLAMIENTOElemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Cantidad
102
Elementos Asociados a la Posición de Acoplamiento
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. II.9
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
23
ESQUEMA CON 4 POSICIONES
Elemento
DisyuntorSeccionador BypassSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Cantidad
54126
Elementos Asociados a cuatro Posiciones de Línea
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. 11.10
El esquema esta equipado de un seccionador de tierra en cada barra, asociados
a la posición de acopiamiento o enlace, con el objetivo de poder realizar
mantenimiento a las barras.
Para una posición de transformación, los elementos asociados difieren de una
posición de línea por el seccionador de puesta a tierra previsto para
mantenimiento, con lo que esta posición requerirá 4 seccionadores sin Cuchillas
de Puesta a Tierra.
2.3.3 COSTO DE ESQUEMA
a) Área ocupada.- Mediante la información proporcionada por TRANSELECTRIC
se realiza los planos para un esquema de doble barra con un solo disyuntor y
bypass para niveles de voltaje en 138kVy 230kV. (Ver ANEXOS 1.5.1 y 1.5.3).
El área necesaria para construir un patio con este esquema es;
Nivel de VoltajekV
138230
Área necesariam2
4.872,009.282,00
Área Ocupada
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. 11.11
Mediante este valor se evalúa el costo del esquema en su parte civil la misma que
considera las cimentaciones de los diferentes elementos del esquema, tales
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
24
como bases soporte para los equipos, para las estructuras ; así como la malla de
puesta a tierra.
b) Obra CiviL-
Las siguientes tablas presentan un costo estimado det rubro Obra Civil en el que
debería incurrir TRANSELECTRIC para realizar un Esquema Doble Barra con un
solo Disyuntor y Bypass, para niveles de voltaje 138 kV y 230 kV.
Este considera, costos de cimentaciones para equipo de corte y seccionamiento,
así como estructuras de soporte como vigas y columnas: considera además la
malla de puesta a tierra.
Hay que destacar que un seccionador Bypass no requiere una cimentación
propia, puesto que va ubicado sobre la estructura metálica que soporta las vigas
del pórtico de línea o transformación.
En los ANEXOS 1.5.2 y 1.5.4 se puede observar la disposición de estructuras y
por tanto el tipo y número requerido para realizar este esquema para los dos
niveles de voltaje.
Los costos con lo que se realizó el cálculo de este rubro se encuentran detallados
en el ANEXO 2.1, los mismos que incluyen ya el costo de mano de obra.
COSTO TOTAL OBRA CIVIL
ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLODISYUNTOR Y BYPASS
138kV
Descripción
CimentacionesMalla de Puesta a Tierra
Total
CostoUS$
54.700,006.090,00
US$ 60.790,00
Costo Total Obra Civil - 138 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. 11.12
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
25
COSTO TOTAL OBRA CIVIL
ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLODISYUNTOR Y BYPASS
230 kV
Descripción
CimentacionesMalla de Puesta a Tierra
Total
CostoUS$
70.900,0011.602,50
US$ 82.502,50
Costo Total Obra Civil - 230 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. 11.13
En el ANEXO 3.2 se puede observar el detalle de cálculo de los costos indicados.
c) Estructuras Metálicas.-
Se consideran únicamente las estructuras que conforman el esquema, las
estructuras soporte de los equipos están incluidos en el costo de los mismos, es
decir, son proporcionadas por la casa fabricante.
ESTRUCTURAS METÁLICASNIVEL DE VOLTAJE 138 kV
TIPO
ColumnasVigas
Costo Total
TOTALUS$
22.708,309.878,16
32.586,46
Costo Total Estructuras Metálicas - 138 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. 11.14
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
26
ESTRUCTURAS METÁLICASNIVEL DE VOLTAJE 230 kV
TIPO
ColumnasVigas
Costo Total
TOTALUS$
29.745,2312.602,87
42.348,10
Costo Total Estructuras Metálicas - 230 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. 11.15
En el ANEXO 1.5.2 y 1.5.4 se puede observar la disposición de estructuras y por
tanto el tipo y número requerido para realizar este esquema.
d) Equipamiento.-
Para evaluar el costo de equipamiento se considera los costos DDP de éstos, se
considera, además el valor por montaje de equipo un 10% de! valor total del
mismo.
La siguiente tabla muestra el costo total en equipo para cada nivel de voltaje,
considerando ya el montaje.
COSTO TOTAL EQUIPAMIENTOESQUEMA DOBLE BARRA CON
UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS
CON 4 POSICIONES DE LINEA
NIVEL DE VOLTAJE
kV
138230
COSTO EQUIPOus$399.540,61850.698,62
Costo Total Equipo - 138 kV y 230 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. 11.16
En el ANEXO 5.2 se puede observar con más detalle el cálculo de los valores
indicados.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
27
COSTO INICIAL
ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS4 POSICIONES
Nivel de VoltajekV
138230
Obra CivilUS$
60,790,0082.502,50
EstructurasUS$
32.586,4642.348,10
EquipoUS$
399.540,61850.698,62
Costo InicialUS$
492.917,07975.549,22
Costo Inicial - 138 kV y 230 kV
Esquema Doble Barra con un Disyuntor y Bypass
Tab. 11.17
Los valores utilizados para e! cálculo de los diferentes rubros importantes
considerados en el costo inicial del esquema fueron proporcionados por
TRANSELECTRIC y éstos están actualizados a la última obra realizada por dicha
entidad, esto es Subestaciones Santa Rosa y Pomasqui (Marzo del presente
año).
2.4 BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA
2.4.1 DESCRIPCIÓN
La barra de transferencia está unida a cada línea mediante un seccionador, y a la
barra principal por medio de un disyuntor, cuya función es remplazar, para fines
de mantenimiento, cualquiera de los otros disyuntores.
B. TRANSFERENCIA
B. PRINCIPAL
ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA
Fig.11.6
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
28
Funcionamiento:
> El funcionamiento del esquema depende totalmente de la integridad de la
barra principal.
> Para condiciones de falla tanto en la Barra Principal como en cualquiera de
los disyuntores se espera la pérdida completa del servicio de ia
subestación.
> Para efectuar mantenimiento de la Barra Principal se requiere la salida de
servicio de la subestación.
> En caso de falla o mantenimiento en el disyuntor de una línea se usa como
reemplazo de éste el disyuntor de transferencia.
La dificultad se presenta con los transformadores de corriente y las protecciones,
que deben ser transferidas para que den la orden de disparo al disyuntor
adecuado, esta dificultad ocurre cuando los TC's están incorporados en los
bushings del disyuntor, por lo que es recomendable tenerlos fuera del equipo, en
las líneas, con lo que se supera esta dificultad.
2.4.2 ELEMENTOS ASOCIADOS
POSICIÓN DE LINEA
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Cantidad
121
Elementos Asociados a una Posición de Línea
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tab. 11.18
POSICIÓN DE TRANSFERENCIA
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Cantidad
102
Elementos Asociados a una Posición de Transferencia
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tab. 11.19
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
29
ESQUEMA CON 4 POSICIONES
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Cantidad
586
Elementos Asociados a cuatro Posición de Línea
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tab. 11.20
Este esquema al igual que el anterior esta provisto de un seccionador en cada
barra, asociados a la posición de transferencia, esto para fines de mantenimiento
de las barras, ya que mediante ellos se garantiza la seguridad del personal, cosa
similar se aprecia en cada posición de línea.
Para una posición de transformación, los elementos asociados difieren de una
posición de línea por el seccionador de puesta a tierra previsto para
mantenimiento.
2.43 COSTO DE ESQUEMA
a) Área ocupada.- Mediante la información proporcionada por TRANSELECTRIC
se realiza los planos para un esquema de barra principal y transferencia para
niveles de voltaje en 138kVy230kV. (Ver ANEXO 1.6.1 y 1.6.3).
El área necesaria para construir un patio con este esquema es:
Nivel de VoltajeKV138230
Área necesariam2
6.426,0012.673,50 '
Área Ocupada
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tab. 11.21
Mediante este valor se evalúa el costo del esquema en su parte civil la misma que
considera las cimentaciones de los diferentes elementos del esquema, tales
como bases soporte para los equipos, para las estructuras ; así como la malla de
puesta a tierra.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
30
b) Obra Civil- Las siguientes tablas presentan un costo estimado del rubro Obra
Civil en el que debería incurrir TRANSELECTRIC para realizar un Esquema
Barra Principal y Transferencia, para niveles de voltaje 138 kV y 230 kV.
Este considera, costos de cimentaciones para equipo de corte y seccionamiento,
así como estructuras de soporte como vigas y columnas: considera además la
malla de puesta a tierra.
En el ANEXO 1.6.2 y 1.6.4 se puede observar la disposición de estructuras y por
tanto el tipo y número requerido para realizar este esquema.
Los costos con lo que se realizó el cálculo de este rubro se encuentran detallados
en el ANEXO 2.1, los mismos que incluyen ya el costo de mano de obra. En el
ANEXO 3.2 se puede observar el detalle de cálculo de los costos indicados.
COSTO TOTAL OBRA CIVILESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y BARRA
DE TRANSFERENCIA138 kV
Descripción
CimentacionesMalla de Puesta a Tierra
Total
Costo
US$
57.900,008.032,50
65.932.50
Costo Total Obra Civil -138 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tat>: II.22
Descripción
CimentacionesMalla de Puesta a Tierra
Total
Costo
US$
75.300.0015.841,88
91.141.88
Costo Total Obra Civil - 230 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tab. IL23
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
31
b) Estructuras Metálicas.-
Se consideran únicamente las estructuras que conforman el esquema, las
estructuras soporte de los equipos están incluidos en el costo de los mismos, es
decir, son proporcionadas por la casa fabricante.
En el ANEXO 1.6.2 y 1,6.4 se puede observar la disposición de estructuras y por
tanto el tipo y número requerido para realizar este esquema.
ESTRUCTURAS METÁLICASNIVEL DE VOLTAJE 138 kV
TIPO
ColumnasVigas
Costo Total
TOTALUS$
29.955,229.878,16
39.833,38
Costo Total Estructuras Metálicas - 138 kV
Esquema Barra Principa! y Transferencia
Tab. II.24
ESTRUCTURAS METÁLICASNIVEL DE VOLTAJE 230 kV
TIPO
ColumnasVigas
Costo Total
TOTALUS$
41.106.6712.602,87
53.709,54
Costo Total Estructuras Metálicas - 230 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tab. il.25
En el ANEXO 4.2 se puede observar con detalle el cálculo de los costos indicados
anteriormente.
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRACON CUATRO ALIMENTADORES
32
d) Equipamiento.-
Para evaluar el costo de equipamiento se considera los costos DDP de éstos, se
considera, además el valor por montaje de equipo un 10% del valor total del
mismo.
La siguiente tabla muestra el costo total en equipo para cada' nivel de voltaje,
considerando ya ei montaje.
COSTO TOTAL EQUIPAMIENTO
NIVEL DE VOLTAJE
kVCOSTO EQUIPO
US$
138230
317,694,81752.404,55
Costo Total Equipo-138kV y 230 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tab. II.26
En el ANEXO 5.3 se puede observar con más detalle el cálculo de los valores
indicados.
COSTO INICIAL
ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS4 POSICIONES
Nivel de VoltajekV
138230
Obra CivilUS$
65.932,5091.141,88
EstructurasUS$
39.833,3853.709,54
EquipoUS$
317.694,81752.404,55
Costo InicialUS$
423.460,68897.255,97
Costo Total Equipo-138kV y 230 kV
Esquema Barra Principal y Transferencia
Tab. II.27
CAP II: DESCRIPCIÓN TÉCNICO ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRA 3 3CON CUATRO ALIMENTADORES
Los valores utilizados para el cálculo de los diferentes rubros importantes
considerados en el costo inicial del esquema fueron proporcionados por
TRANSELECTRIC y éstos están actualizados a la última obra realizada por dicha
entidad, esto es Subestación Pomasqui (Febrero del presente año).
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 3 4DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA
DE ESQUEMAS DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN
CON CUATRO ALIMENTADORES.
El realizar un análisis tanto de confiabilidad como de funcionalidad de los
diferentes esquemas nos permite evaluar los costos anuales de potencia y
energía no suministradas por fallas en los esquemas, y mediante estos
resultados obtenidos compararlos con la finalidad de escoger adecuadamente el
esquema más confiable y económico.
Para realizar un análisis adecuado de esquemas de barras se debe definir un
método apropiado el mismo que dependerá de !a disponibilidad de datos.
3.1 TEORÍA DE CONFIABILIDAD APLICADA A SISTEMAS DE
POTENCIA
La confiabilidad de un equipo o un sistema, de cualquier naturaleza, se relaciona
con su habilidad o capacidad de realizar una tarea específica. Normalmente se
considera una propiedad cualitativa más que cuantitativa, en la práctica resulta
más conveniente disponer de un índice cuantitativo que un cualitativo,
especialmente cuando se desea tomar una decisión sobre diversas alternativas
de diseño que cumplen las mismas funciones.
Por diversos motivos los componentes de un sistema eléctrico se ven sometidos
a salidas de servicio sea por falla o por labores de mantenimiento, lo que en
algunos casos puede significar la desconexión de uno o más consumidores del
sistema eléctrico.
El objetivo principa! de la evaluación de confiabilidad en sistemas eléctricos de
potencia es determinar índices que reflejen la calidad de servicio que presenta,
en nuestro caso, un esquema de barras para una subestación.
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 3 5DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Se describen a continuación algunas técnicas de modelación y evaluación de
confiabilidad, orientadas a predecir índices de comportamiento futuro.
Existen dos clases de métodos para evaluar la confiabilidad: los métodos de
simulación estocástica y los métodos de análisis. De los métodos de simulación
estocástica, el más conocido es el de Monte Cario y, entre los de análisis, se
tienen los procesos continuos de Markov, los de redes y sus aproximaciones.
El método de Monte Cario consiste en ia simulación de una gran cantidad de
situaciones, generadas en forma aleatoria, donde los valores de los índices de
confiabilidad corresponden a los momentos de las distribuciones de probabilidad.
Sin embargo, hay preferencia por los métodos de análisis, dado que es mucho
más fácil su manejo.
3.1.1 MÉTODO DE MÁJOCOV
La mayoría de los métodos analíticos están basados en los procesos continuos de
Markov, por lo tanto se presenta a continuación un breve resumen de los
conceptos más importantes relacionados con esta técnica.
Un sistema eléctrico en general se considera como- un sistema reparable, es
decir, que ai fallar un elemento, éste es reemplazado o reparado, dependiendo de
la naturaleza del elemento en cuestión. De esta manera se restablece la condición
de operación normal del sistema, o parte eléctrica afectada. Así entonces, el
sistema es continuo en el tiempo, con estados discretos finitos, ajustándose muy
bien a una representación por medio de procesos continuos de Markov.
Es necesario notar que el método de Markov permite obtener, con una excelente
precisión, la probabilidad de que el sistema resida en cualquiera de sus estados
posibles.
A pesar de esta característica, resulta poco atractivo, debido a que la cantidad de
estados posibles en un sistema crece a medida que aumenta el número de
elementos que lo componen.
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 3 6DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Por ejemplo si para la modelación de n componentes consideramos dos estados
para cada uno de ellos el diagrama de espacio de estados contiene 2n estados
posibles, de manera que para sistemas con m número de componentes ia
dificultad de análisis es muy grande (mn estados) . Por otra parte, modelos que
tratan de reflejar con mayor fidelidad el comportamiento y operación real de los
distintos componentes consideran más de dos estados, aumentando aún más la
cantidad de estados posibles del sistema y por ende ía dificultad de análisis.
En los estudios de confiabilidad, resulta atractivo determinar los índices frecuencia
y duración de interrupciones de servicio, en lugar de una probabilidad. Para ello
se desarrollaron los métodos de frecuencia - duración y los métodos de redes,
con estudios de los tipos de fallas y análisis de sus efectos en el resto del
sistema, estos son métodos aproximados, ampliamente utilizados.
3.1.2 MÉTODO DE FRECUENCIA - DURACIÓN
Para evaluar la confiabilidad en un sistema de potencia es primordial el tipo de
información que se dispone, lo ideal para evaluarla es disponer de información
cuantitativa, que de alguna manera refleje el comportamiento y calidad de servicio
que entrega.
El método de Markov es adecuado para determinar la probabilidad de estado y
disponibilidad, sin embargo, otros parámetros de confiabilidad, tales como la
frecuencia de encontrarse en un estado determinado y la duración promedio de
residencia en dicho estado entregan mucha más información que una simple
probabilidad.
Para determinar la confiabilidad de esquema de barras es necesario conocer la
cantidad de veces que se interrumpirá el suministro de energía y cuanto pueden
durar estas interrupciones.
Con lo que este método presenta la mejor alternativa de análisis, no sólo por la
simplicidad que muestra frente a los otros métodos mencionados, sino que
además por la información que este entregará.
Este método permite además la utilización de datos reales de la operación del
Sistema Nacional de Transmisión (SNT), con lo que se garantiza un análisis
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 37DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
óptimo de esquemas de barra. Sin embargo el presente trabajo no considera
dichos datos puesto que la información proporcionada por TRANSELECTRIC en
cuanto a índices de confiabilidad y tiempos de reparación y mantenimiento es muy
poco fiable ya que no existe un seguimiento real de los eventos que se producen
en las instalaciones del SNT, es por esto que se usan datos usados por la
consultora INELIN.
3.2 ANÁLISIS TENICO DE ESQUEMAS DE BARRAS
Para realizar un adecuado análisis técnico de cualquier componente de un
sistema eléctrico de potencia se debe definir ciertos parámetros necesarios para
su análisis.
Para esquemas de barras podemos mencionar entre los más importantes, ios
exclusivamente relacionados con la calidad de servicio y sus diferentes índices.
1) Confiabilidad
Dentro de lo que es el planeamiento, diseño, operación y mantenimiento de los
sistemas eléctricos de potencia y específicamente en nuestro caso de esquemas
de barras, el factor que es y siempre ha sido determinante dentro de los aspectos
antes señalados es la confiabilidad. Si bien es cierto que el menor costo de una
subestación es un factor necesario para seleccionar una subestación, este no es
suficiente si no va de la mano con una confiabilidad aceptable; de allí que lo ideal
dentro de nuestras opciones sea seleccionar la alternativa que ofrezca mayor
confiabilidad al menor costo y no aquella cuyo costo sea menor y sin importar que
tan confiable sea.
La confiabilidad de un esquema de barras es la probabilidad de que dicho
esquema realice sus funciones adecuadamente por un periodo de tiempo dado
bajo condiciones de operación dadas.
Para conocer más a fondo la confiabilidad de un esquema se hace necesario
conocer algunos índices que nos permiten valorarla.
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 3 8DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
índices de Confíabilidad
Los índices de confiabilidad se relacionan usualmente a la frecuencia o a la
duración de las interrupciones o, ambas.
Una medida útil de la confiabilidad debe tener dos propiedades:
1. Ser calculables a partir de la historia de operación del sistema.
2. Ser calculables a partir de datos de los componentes usando técnicas de
cálculo de confiabilidad.
Dos medidas de confiabilidad se usan para describir, dicha característica en un
sistema, así:
a) Frecuencia.- Es el promedio del número de fallas de un elemento por unidad de
tiempo que normalmente es un año.
b) Duración media de fallas.- De las cuales se evalúan:
El tiempo medio a la primera falla
El tiempo medio entre fallas
La duración media de fallas
Es evidente que estos índices solo pueden obtenerse de los componentes que
son reparables.
Salidas e interrupciones
"Una salida describe el estado de un componente cuando éste no está disponible
para realizar su función debido a algún evento directamente asociado a ese
componente. Una salida puede o no causar una interrupción del servicio
dependiendo de la configuración del sistema.
Se puede clasificar a las salidas de dos maneras:
Por efecto, tiene que ver directamente con una indisponibilidad parcial o total de
un componente del esquema, por ejemplo en una indisponibilidad parcial del
componente éste ve reducida su capacidad de trabajo mientras que en una
indisponibilidad total obviamente el componente no esta disponible; y,
Por causa, que puede ser de dos formas: una salida forzada y una salida horaria.
La salida forzada siempre implica una condición de emergencia ya sea esta de
tipo transciente o de tipo permanente; por otra parte una salida horaria se la
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 3 9DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
realiza para propósitos de construcción, de mantenimiento preventivo o
reparación.
Una interrupción es la pérdida de servicio a uno o más clientes y es el resultado
de una o más salidas de componentes dependiendo de la configuración del
sistema.
Las interrupciones pueden ser clasificadas de la siguiente manera:
Por causa, debido a una salida forzada u horaria; y,
Por duración, ya sea momentánea (pocos minutos), temporal (1 a 2 horas) o
sostenida (de larga duración)."Í1)
2) Funcionabilidad
Este aspecto tiene que ver con las facilidades que pueden presentar los
esquemas con respecto a:
a) Operación
"Al realizar la operación del esquema de barras nos referimos a los
enclavamientos que controlan la operación de los elementos de corte y
seccionamiento que forman parte de un tipo de esquema. Las condiciones para
los enclavamientos de éstos, en general, se dan a continuación.
> Solo el circuito acoplador de barras y uno de los otros circuitos puede
conectarse a la barra usada como transferencia a un mismo tiempo
(esquema de Doble Barra con un solo Disyuntor y Bypass).
> Ningún seccionador puede ser abierto o cerrado bajo carga a menos de
que haya un camino paralelo de corriente.
> Seccionadores del disyuntor
Operan cuando el disyuntor asociado está abierto.
Aislan al disyuntor.
Operan simultáneamente.
(1) Referencia R3
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 40DE BAPvRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
> Seccionadores de puesta a tierra de línea.
Se cierran cuando:
• La línea está desenergizada.
• El seccionador de bypass asociado está abierto
> Seccionadores selectores de barras.
Seleccionan la barra a operar, no están interbloqueados con los
disyuntores.
> Seccionadores de puesta a tierra de barras.
Están asociados al disyuntor acoplador de barras
Se operan cuando
• Todos los seccionadores selectores de barra conectados a la
barra asociada están abiertos.
> Seccionadores de Bypass.
Operan cuando el disyuntor asociado se quiere poner fuera de
servicio y el acoplador de barras lo sustituye"í1), opera sólo con
disyuntor cerrado.
b) Mantenimiento
Componentes en Mantenimiento Preventivo
Un mantenimiento es considerado ideal cuando está completo en un intervalo de
tiempo mínimo. Dicho mantenimiento puede ser realizado sólo en componentes
en operación, si uno falla es eliminado del proceso.
El objetivo que persigue el mantenimiento de equipos es que el componente ha
ser tratado quede en similares condiciones como cuando éste era nuevo.
' Referencia R8, Págs. 2 y 3
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 41DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Componentes en Reparación
La principal diferencia entre reparar y dar mantenimiento preventivo es que el
último toma lugar en intervalos predeterminados mientras el componente está aun
en buenas condiciones de trabajo, mientras que reparar o reemplazar siempre
implica falla.
3.2.1 APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE FRECUENCIA -DURACIÓN
Mediante la aplicación de este método se puede predecir tanto la duración como
la frecuencia de las interrupciones de servicio, índices importantes para evaluar la
confiabilidad de un determinado sistema.
Estas dos medidas de confiabilidad se definen como:
Número probable total de fallas por año: k
Horas anuales de interrupción: H
Para realizar la aplicación de esta técnica se requieren dos tipos básicos de
datos referentes a los componentes del sistema, estos son:
1. Probabilidades de falla por componente
2. Distribución de los tiempos de mantenimiento y reparación por
componente.
Con la finalidad de obtener la frecuencia así como la duración de una
eventualidad que ocasione interrupción del suministro de energía y potencia en
ios esquemas de barras: Anulo, Barra Principal y Transferencia, Doble Barra con
un solo disyuntor y Bypass se debe realizar un adecuado Análisis de Fallas,
descrito a continuación.
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 42DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
3.2.1.1 ANÁLISIS DE FALLAS
En los esquemas pueden ocurrir algunas eventualidades, las mismas que deben
ser analizadas, con la finalidad de incluir todas las posibilidades de falla.
Entre estas tenemos los siguientes tipos de fallas:
1. En barra principal
"La frecuencia de fallas en barras es muy pequeña, fija e independiente del
número de elementos asociados a ellas.
La mayoría de estas fallas se debe principalmente a la contaminación de
los aisladores. Mientras más puntos de aislamiento tenga un esquema,
mayor es la probabilidad de fallas.
El tiempo de suspensión de potencia y energía es función del esquema
Se efectúa mantenimiento en una barra siempre y cuando el esquema lo
permita."(1)
2. En barra de transferencia
a. Usándola mientras se realiza mantenimiento de un montante
b. Usándola mientras se realiza reparación de un montante.
3. En un montante
"Cuyas fallas pueden presentarse en cada uno de sus componentes:
En Disyuntores.-
Puede darse una falla en el cierre, durante una reconexión automática al
ocurrir una falla transitoria de línea.
También puede ocurrir una apertura falsa, estando en operación normal o
un no cierre al recibir una orden de cierre manual.
NOTA: Las falla de disyuntores que signifiquen un arco externo o interno
del aislamiento se incluyen en las fallas de barras.
En Seccionadores.-
Cuyas falla? se deben por lo general ai operar desconectando o
conectando pequeñas corrientes:
De excitación de transformadores
Residuales de barras.
(1) Referencia R5
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 43DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
En Posición de interrupción.-
Engloba las posibilidades de fallas de los principales elementos asociados
a las barras.
El tiempo de suspensión de servicio como consecuencia de fallas en
posiciones de interrupción es diferente según el esquema de barras que se
emplee."(1)
4. Simultáneas en Montantes
a. Falla en un montante mientras otro de la misma barra se halla en
mantenimiento.
b. Falla en un montante mientras otro de la misma barra se halla en
reparación.
5. Fallas simultáneas en barras
1. Falla Barra Principal
Se considera fallas que se producirían en la barra a la que llega o de la que sale
la potencia de una subestación.
Se debe evaluar el número de fallas por año, y el tiempo total de interrupción.
Número de Fallas por año (G-i):
Gi = p! bp (P! / Pt)
En donde:
p-i = Probabilidad de Falla averías/año
bp = Número de barras principales por nivel de voltaje
P-i = Potencia interrumpida (MW)
Pt = Potencia total de la Subestación.
El factor (Pi / Pt) nos permite referir cualquier avería que afecte parcialmente a
una subestación, a una equivalente que afecte a toda la subestación.
co Referencia R5
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 44DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Tiempo Total de Interrupción (Hi):
Este será evaluado en razón del total de horas al año (horas / año).
H-i = G-] ti
En donde:
ti = Tiempo de interrupción (horas)
Tiempo de interrupción ( Horas)
Esquema
Barra Principal y Transferencia
Doble Barra
Anillo
t1
120
0,5
120
Tiempos de Interrupción de Esquemas
Por Falla en Barra Principal
Tab. III.1
Se estima en 120 horas el tiempo requerido para reparar una barra y en 0.5
horas el tiempo necesario para transferir la potencia de una barra a otra."(1) y (2)
2. Falla Barra de Transferencia
a. Uso de barra y mantenimiento en un montante:
Número de Fallas por año (G2):
G 2 =p 2 b t m M (P-i/PO
En donde:
p2 = Probabilidad de falla de barra de transferencia averías/año
bt = Número de barras de transferencia por nivel de voltaje
m = Frecuencia de indisponibilidad
M = Número de montantes
(0 Referencia R5C2) Referencia R9
CAP III; ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 45DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO AUMENTADORES
Frecuencia de indisponibilidad es el tiempo que operaría la Barra de
Transferencia mientras se realiza mantenimiento a un montante, se la evalúa en
razón del tiempo necesario para dar mantenimiento respecto a un año (8760
horas).
m = Tiempo de mantenimiento / 8760
Tiempo de mantenimiento por cada montante se estima en = 48 horas
Tiempo Total de Interrupción H2 (horas/año):
H2 = G2 Í2
En donde:
t2= Duración de cada avería (horas)
"Se estima la duración de cada avería en 48 horas que es el tiempo que se
necesita para dar mantenimiento en un montante.
La reparación de la barra de transferencia se estima duraría 120 horas por lo
que es mejor terminar el mantenimiento del montante y utilizar otra vez la
barra principal."(1)y(2)
b. Uso de barra mientras se repara un montante:
Número de Fallas por año (G'2):
Gl2 = p l 2btmlM(P1/Pt )
En donde:
p'a= Probabilidad de falla
m' = Frecuencia de indisponibilidad
m'= Tiempo de reparación / 8760
"Se estima en 360 horas el tiempo para reparar un montante y en 120 horas la
duración de la reparación de la barra de transferencia y se toma entonces este
tiempo como duración de cada avería."í1)yí2)
(1) Referencia R5^ Referencia R9
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 46DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Tiempo Total de Interrupción de la Barra de Transferencia (H'2):
H) „ fM 4.12 - ^2 t2
En donde:
t?2 = Tiempo de reparación (horas)
> Considerando los dos casos tenemos:
Número Total de Fallas por año: G2t = G2 + G'2
Tiempo Total de Interrupción: H2t = H2 + H'2
3. Falla en un montante
Número de Fallas por año (G3):
G3 = p3 M (Pn / Pt)
En donde:
p3 = Probabilidad de falla del montante
P-i = Potencia asociada a la barra
Pt = Potencia total de la subestación
Tiempo Total de Interrupción H3:
HS = GS Í3
En donde:
ta = Tiempo necesario para aislar el montante y restablecer el
servicio = 0.5 horas
4. Fallas simultáneas en montantes
a. Falla en un montante mientras otro de la misma barra se halla en
mantenimiento:
Número de Fallas por año (G4):
G4 = p4 N (Pn / Pt)
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 47DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
En donde:
p4 - Probabilidad de falla
N = M(M-1)
M = Número de montantes de la barra
P-j = Potencia asociada a la barra
Pt = Potencia total de la subestación
La probabilidad de falla está definida así:
p4 = Probabilidad de falla de un montante x (frecuencia de
indisponibilidad por mantenimiento de montante)
Tiempo de Interrupción H4 (horas/año):
En donde:
U - Tiempo de mantenimiento = 48 horas
P2 = Potencia asociada al montante avenado
0.5 G4 = Tiempo de interrupción de toda la barra mientras se aisla
la Falla.
b. Falla en un montante mientras otro de la misma barra se halla en
reparación:
Número de Fallas por año (G'4):
Gt4 = pí4(M-1)(P1/Pt)
En donde:
p*4 = Probabilidad de falla
P-i = Potencia asociada a la barra
Pt = Potencia total de la subestación
La probabilidad de falla está definida así:
p'4 = (Probabilidad de falla de un montante) 2 x m'
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 48DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Tiempo de Interrupción H'4 (horas/ año):
HI4 = G14t )4(P2/Pi) + 0.5G14
En donde:
t'4 = Tiempo de interrupción por avería = 360 horas
P2 = Potencia asociada al montante averiado
0.5 G'4 = Tiempo de interrupción de toda la barra mientras se aisla la
falla.
> Considerando los dos casos tenemos:
Número Total de Fallas por año: G4t = G4 + G'4
Tiempo Total de Interrupción: H4t = H4 + H'4
5. Fallas simultáneas en barras
Las siguientes expresiones son aplicables a los esquemas: Barra reserva, Doble
Barra y Anillo.
Número de Fallas por año (G5):
G5=psbt(Pi /Pt )
En donde:
p5=pi (120/8760)
bt = Número de barras
PI = Potencia asociada con la barra
Pt = Potencia total de la subestación
Duración de la falla:
H5 = G5t5
En donde:
ts= Tiempo de reparación de barras
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 49DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
3.2.1.2 Determinación de índices ky H
Una vez analizadas todas las probabilidades de falla se evalúa el Número
probable total de fallas por año y las Horas anuales de interrupción que
conllevaría, mediante las siguientes expresiones:
Número probable total de fallas por año: k
k = T Gn
Es decir:
k= G1+G2t+G3+
Horas anuales de interrupción: H
H = Hn
Es decir:
H- hh+Ha+Ha+
3.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DE ESQUEMAS DE BARRAS
La evaluación económica de los tres diferentes esquemas se la puede hacer en
base a valores presentes de costos, ó en base a costos anuales. En este trabajo
como en la mayoría de referencias consultadas se optará como más adecuado e!
método del costo anual ya que los principales índices que intervienen en los
análisis vienen dados en términos anuales.
3.3.1 Costos de recuperación
En este rubro se considerará el costo del equipo instalado en sitio de cuyo detalle
se amplió en el capítulo dos. Estos costos dependen de las tasas anuales de
interés y vienen dados por la fórmula de anualidad.
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 50DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
de donde:
Car: Costo anual de recuperación
C: Costo inicia!
r: tasa de rentabilidad
t: tiempo de vida útil
3.3.2 Costo de desperfectos
En éste se evalúa en cuanto se ve perjudicado el inversionista al 'no suministrar
potencia ni energía ya sea por falla o mantenimiento. Los costos anuales por
avería consideran un costo por unidad de potencia interrumpida (Cp) de US$ /MW
y un costo por unidad de energía no suministrada (Ce) de US$ /MWh.
En nuestro país, en lo que concierne a Energía No Suministrada el CONELEC ha
establecido un valor referencia! de 30 centavos US$/ kWh.
En lo referente a Potencia No Suministrada, sus valores son variables y dependen
de las Restricciones Operativas del Sistema, con lo que el valor a pagar esta
evaluado en función del despacho económico horario, el mismo que considera la
Energía producida fuera de mérito, los escenarios de demanda (baja .media o
máxima) y estación climatológica (húmeda y seca).
Los siguientes datos fueron proporcionados por TRANSELECTR1C y reflejan las
multas que dicha entidad debe pagar cuando hay indisponibilidad de sus
instalaciones, estos datos son los más representativos para cada uno de los
escenarios.
Demanda
BajaMediaMáxima
Estación HúmedaUS$/kWh
0,0530,0270,027
Estación SecaUS$/kWh
0,0050,0100,014
Costos Energía Fuera de Mérito
Tab. IH.2
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 51DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Los costos anuales de desperfectos vienen dados por:
= k.Cp.P+H.Ce.P
de donde:
Cae/: Cosío anual de desperfectos
k: Número total de interrupciones año
Cp: Costo por unidad de potencia interrumpida
P: Potencia interrumpida
H: Horas anuales de interrupción
Ce: Costo por unidad de energía no suministrada
Para esto es necesario ya tener establecido los índices de confiabilidad tanto en
frecuencia de fallas al año así como la duración de éstas en horas.
3.3.3 Costos de operación y mantenimiento
El poder operar y mantener una subestación también implica un gasto de dinero.
Estos se componen de costos fijos y los costos variables.
Se consideran costos fijos como:
Personal Operativo
Gastos Administrativos
Gastos de Mantenimiento Fijos
Mientras que como costos variables están
Mantenimiento
Lubricantes
Combustibles
Estos costos vienen dados en forma directa, es decir son cuantificables, sin
embargo existen otros costos que intervienen en la Operación y Mantenimiento de
una determinada subestación que no pueden ser evaluados en forma concreta,
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 52DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
estos se los denomina costos indirectos, por !o que se los representa como un
porcentaje de la inversión total de las obras realizadas en el SN1
Para mayor claridad un ejemplo de costos indirectos es el que se da cuando;
Personal de TRANSELECTRIC dedica parte de su tiempo a una subestación sin
que este tiempo pueda ser valorado con precisión, tal es el caso, revisión de
planos de dicha subestación, llamadas telefónicas de las oficinas de
TRANSELECTRIC para dar información acerca de esa subestación, entre otros.
TRANSELECTRIC contrata los servicios a terceros para realizar Operación y
Mantenimiento de las Subestaciones, ios valores de dichos contratos representan
entre el 2.2% al 2.5% del Activo Anual de una subestación. La O&M del SNI
representa el 2.28% de sus Activos, con lo que este valor es una muy buena
aproximación para realizar la estimación de estos costos.
3.4 ALGORITMO DE SOLUCIÓN
La metodología para realizar un estudio técnico económico de esquemas de
barras a fin de compararlos y establecer el más adecuado tanto técnica como
económicamente puede esquematizarse en los siguientes pasos:
1) Determinar los parámetros de confiabiüdad de cada elemento componente
de un esquema de barra, a través de datos históricos, mediante datos
proporcionados por el fabricante o a su vez pueden ser calculados. Estos
deben estar expresados en la probabilidad de fallas que pueden ocurrir en
un año.
2) Establecer los tiempos de interrupción ocasionados por falla para cada
uno de los esquemas así como tiempos necesarios para mantenimiento,
reparación, transferencia.
Para nuestro trabajo se utilizan datos que constan en varias literaturas,
tomando para esta parte del trabajo como referencia lo realizado en la
Referencia R9, esto tanto para el literal 1 como para el 2.
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 53DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
3) Mediante los datos obtenidos, realizamos el análisis de fallas para cada
uno de los esquemas con la finalidad de determinar los índices G y H
para cada uno de los casos.
4) Determinar los índices k y H ; número probable total de fallas por año y
horas anuales de interrupción respectivamente, mediante las ecuaciones:
k = ¿ Gnn =1
H = ¿ Hnn = l
5) Calcular la potencia interrumpida para cada uno de los esquemas.
6) Establecer los costos por unidad de Energía no suministrada y Potencia
interrumpida (US$/ MWh y US$ / MW), así como la tasa de recuperación o
tasa de mercado.
Para el presente estudio se utilizan datos proporcionados por el
Departamento de Tarifas de TRANSELECTRIC, los mismos que reflejan las
multas que dicha entidad debe pagar en caso de interrumpir el suministro de
energía, esto es costos de energía producida fuera de mérito,
7) Determinar los parámetros económicos , tales como:
• costos de inversión
• costos anuales de desperfectos
• costos de operación y mantenimiento
8) Una vez determinados los parámetros económicos, se deberá comparar
las diferentes alternativas con la finalidad de escoger aquel que presente
la mejor opción de inversión.
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 54DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
3.5 COMPARACIÓN Y RESULTADOS
La siguiente tabla muestra una comparación cualitativa, de los esquemas de barra
objeto de estudio en este trabajo.
ESQUEMA
1. Anillo
2. Doble Barra con unsolo disyuntor y
Bypass
3. Barra Principal ybarra de Transferencia
VENTAJAS
1. Bajo costo inicial2. Menor requerimiento de
área.3. Un disyuntor por circuito4. Cualquier disyuntor
puede ser removido sininterrupción de carga
5. Cada línea es alimentadapor dos disyuntores.
1. Tiene flexibilidad alpermitir que los circuitosalimentadores seconecten a cualquierbarra.
2. Cualquier barra puedeaislarse pormantenimiento o por falla.
3. Los circuitos pueden sertransferidos desde unabarra a la otra medianteel disyuntor de enlace.
4. Permite ampliacionesprogresivas
1. Permite mantenimientode cualquier posición sinque esta salga deservicio.
2. Costo Inicial medio.3. Permite ampliaciones
progresivas
DESVENTAJAS
1 . La falla de un interruptordurante la falla de uncircuito causa la pérdidade un circuito adicional
2. No permite ampliacionesprogresivas
3. Si ocurre una falladurante un período demantenimiento de undisyuntor el anillo puedesepararse en dossecciones.
1. Requiere mayorequipamiento que los otrosesquemas.
2. Es el más costoso3. Requiere una posición
extra para el disyuntor deacoplamiento.
1. Una falla en barra principalprovoca la salida de lasubestación.
2. Requiere una posición extrapara realizar la transferencia.
3. Presenta dificultad con lostransformadores de corrientey las protecciones, que debenser transferidas para que denla orden de disparo aldisyuntor adecuado, estoocurre cuando los TC's estánen los bushigs de losdisyuntores.
Comparación Cualitativa
Tab. III.3
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 55DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Las siguientes tablas muestran comparación cuantitativa de los esquemas de
barras objeto de estudio en este trabajo, para una Subestación con cuatro
alimentadores a 138 y 230kV.
138kV
230kV
ÁREA DE ESQUEMA ( m2}
ANILLO
2,626.56
4,212.00
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
4,872.00
9,282.00
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
6,426,00
12,673.50
Comparación Cuantitativa
Área de Esquemas
Tab. III.4
14000
12000
10000 -
CM
E
4000 -
2000 •
ÁREA DE ESQUEMA (m2)
12673.5
ANILLO
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
ESQUEMA
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
COMPARACIÓN DE ÁREAS
Fig. 111.1
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 56DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
138kV
230RV
COSTO INICIAL (en miles de US$)
ANILLO
286.33
643.50
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
492.92975.55
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
423.46897.26
Comparación Cuantitativa
Costo Inicial
Tab. III.6
COSTO INICIAL (en miles de US$)
1200.00
1000.00 -
0)T3(/>0>
800.00 •
600.00
400.00 -
200.00 -
0.00
975.55
ANILLO
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
ESQUEMA
897.26
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
COMPARACIÓN DE COSTO INICIAL
Fig. III.2
CAP 111: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 57DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
138kV
230kV
COSTO ANUAL DE RECUPERACIÓN DEL CAPITAL (en miles de US$)
ANILLO
24.24
54.49
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
41.74
82.60
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
35.8575.97
Comparación Cuantitativa
Costo Anual de Recuperación de Capital
Tab. III.7
COSTO ANUAL DE RECUPERACIÓN DELCAPITAL (en miles de US$)
ANILLO
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
ESQUEMA
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
COMPARACIÓN DE COSTO ANUAL DE
RECUPERACIÓN DE CAPITAL
Fig. MI.3
CAP 111: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 58DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
El detalle del cálculo de estos índices se encuentra disponible en el ANEXO 6
Confiabílidadk (averías/año)
H (horas int.)
ÍNDICES DE CONFIABÍLIDAD
ANILLO
0.576
0.2961.736
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
2.415
0.2950.414
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
0.360
0.3052.776
Comparación Cuantitativa
índices de Confiabilidad
Tab. III.8
3.000
2.500 -
O)T3
2.000 -.c"o.oQ> 1.500 -
£/)O
1.000
0.500 -
0.000
CONFIABILIDAD
2.415
0.576
- vz.?*..^;-;-
^ fíj ' ífi:%';£**$r';-í£:;.
*
)
V •S y
•v -, *- * i
DOBLE BARRA CON UN BARRA PRINCIPAL Y
ANILLO DISYUNTOR Y BYPASS DE TRANSFERENCIA
Esquema
COMPARACIÓN DE CONFIAB1L1DAD
Fig. 111.4
CAP 111: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 5 9DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Para determinar costo anual de desperfectos es necesario conocer el valor de la
potencia nominal de la subestación con lo que se ha asumido un valor arbitrario
de400MW.
El detalle de estos cálculos se los puede ver en el ANEXO 7.
Demanda baja
Demanda media
Demanda máxima
COSTO ANUAL DE DESPERFECTOS (en miles de US$)
ANILLO
36.8118.7518.75
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
8.78
4.474.47
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
58.8529.9829.98
Comparación Cuantitativa
Costo Anual de Desperfectos
Tab. III.9
COSTO ANUAL DE DESPERFECTOS
70.00
60.00 -
te-co 50.00
z>0) 40.00 -
O) 30.00
fc 20.00
10.00
0.00
GAMILLO
D DOBLE BARRA CON UNDISYUNTOR Y BYPASS
G BARRA PRINCIPAL Y DETRANSFERENCIA
Demanda baja Demanda media Demanda máxima
ESCENARIOS
COMPARACIÓN DE COSTO ANUAL DE
DESPERFECTOS
Fig. III.5
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 60DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
138RV
230RV
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (en mués de US$)
ANILLO
0.551.24
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
0.95
1.88
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
0.82
1.73
Comparación Cuantitativa
Costo de O & M
Tab. 111.10
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO(en miles de US$)
ANILLO
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
ESQUEMA
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
COMPARACIÓN DE COSTO DE O & M
Fig. III.6
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 61DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
A continuación se presenta una comparación total de costos de esquema para los
dos niveles de voltaje, en los escenarios planteados anteriormente.
Para 138 kV:
Demanda baja
Demanda media
Demanda máxima
COSTO ANUAL TOTAL (en miles de US$)
ANILLO
61.61
43.5543.55
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
51.4647.1647.16
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
95.52
66.6566.65
Comparación Cuantitativa
Costo Anual Total 138kV
Tab. 111.11
COSTO ANUAL TOTAL
GAMILLO
S DOBLE BARRA CON UNDISYUNTOR Y BYPASS
D BARRA PRINCIPAL Y DETRANSFERENCIA
Demanda baja Demanda media Demanda máxima
ESCENARIOS
COMPARACIÓN COSTO ANUAL TOTAL
138 kV
Fig. IH.7
CAP IU: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 62DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Para 230 kV:
Demanda baja
Demanda media
Demanda máxima
COSTO ANUAL TOTAL (en miles de US$)
ANILLO
92.54
74.48
74.48
DOBLE BARRA CON UN
DISYUNTOR Y BYPASS
93.26
88.95
88.95
BARRA PRINCIPAL Y
DE TRANSFERENCIA
136.60
107.70
107.70
Comparación Cuantitativa
Costo Anual Total 230kV
Tab. 111.12
0)-Dco0>
160.00
140.00 -¡
120.00 -I
100.00 -
80.00
60.00 -
40.00
20.00
0.00
COSTO ANUAL TOTAL
D ANILLO
E DOBLE BARRA CON UNDISYUNTOR Y BYPASS
D BARRA PRINCIPAL Y DETRANSFERENCIA
Demanda baja Demanda media Demanda máxima
ESCENARIOS
COMPARACIÓN COSTO ANUAL TOTAL
230KV
Fig. I1I.8
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 63DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO AUMENTADORES
Análisis de Resultados:
• Área de Esquemas, como se puede observar en la Fig. III.1 el esquema que
presenta mayores requerimientos de área para los dos niveles de voltaje es
el de Barra Principal y Transferencia, esto se debe principalmente a que
éste necesita de mayor número de estructuras, y su disposición física
requiere cierto distanciamiento entre barra principal y barra de
transferencia, por oirá parte el esquema en Anillo presenta el menor
requerimiento de área, esto se debe a que no precisa de estructuras
extras a las de soporte del equipo de corte y seccionamiento , el arreglo de
éstos conforma el esquema con lo que no se requiere físicamente de barra.
• Cosío Inicial, como se puede observar en la Fig. III.2 el esquema que
presenta el costo inicial mayor para los dos niveles de voltaje es el de
Doble Barra con un solo Disyuntor y Bypass, debido a que posee mayor
número de equipo de corte y seccionamiento de entre los tres esquemas
analizados. El esquema en anillo presenta el menor costo inicial esto se
debe a que es el que requiere menor cantidad de equipo de corte y
seccionamiento.
• Cosío Anual de Recuperación del Capital, al estar relacionado directamente
con el costo inicial los resultados son similares a los ya analizados en el
punto anterior.
• índices de Confíabilidad k y H, como se puede observar en le Fig III.4 el
esquema que presenta los índices más óptimos de confiabilidad es el de
Doble Barra con un solo Disyuntor y Bypass seguido del Anillo y finalmente
Barra Principal y Transferencia. Esto se debe a que el tiempo de duración
y reposición de falla, así como la potencia interrumpida asociada a cada
falla depende de cada esquema.
• Cosío Anual de Desperfectos, dependen de los índices analizados en el
punto anterior por lo que sus resultados son reflejo de la confiabilidad de
cada esquema.
• Cosíos de O & M, están representados por el 2.28% del activo fijo por lo
que el esquema que mayor cantidad de dinero gastaría, según FIG III.6, en
este rubro sería el de Doble Barra con Disyuntor y Bypass seguido del
CAP III: ANÁLISIS Y COMPARACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE ESQUEMAS 64DE BARRAS PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
esquema de Barra Principal y Transferencia y finalmente el Anillo para los
dos niveles de voltaje.
Cosío Anual Total, que como se puede observar en la FIG III.7
correspondiente al nivel de 138KV y para la condición más desfavorable del
análisis (demanda baja) el esquema que presenta la mayor conveniencia
técnica-económica o sea el menor costo anual total es el Doble Barra con
un solo Disyuntor y Bypass seguido del anillo y finalmente el esquema de
Barra Principal y de Transferencia.
Por otra parte en la FIG III.8 se observa que así mismo para la condición
más desfavorable a nivel de 230RV el esquema que presenta la mayor
conveniencia económica es el Anillo, seguido muy de cerca por el esquema
de Doble Barra con un Disyuntor y Bypass y finalmente el de Barra
Principal y Transferencia.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 65PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ES QUEMA
DE BARRAS ADECUADO PARA UNA SUBESTACIÓN CON
CUATRO ALIMENTADORES.
4.1. DISEÑO.
> Alcance:
El programa para establecer el esquema de barras adecuado para una
subestación, comprende los siguientes aspectos:
1. Ingreso de información acerca de la subestación que desee evaluar.
2. Validación de la información,
> La principal validación que realiza el programa es comprobar si los datos
seleccionados cumplen ei rango preestablecido, es decir que el número
total de posiciones, número líneas de transmisión más número de
posiciones de transformación sean mínimo igual a 4 y máximo igual a 6.
> Presenta una ayuda general, la misma que indica paso a paso como usar
el programa.
3. Desarrollo de una Base Datos en Access, la misma que podrá ser
modificada.
4. Comunicación con la Base mediante la interfaz de acceso a datos ADO.
5. Entrega de resultados, los mismos que serán: índices de confiabiüdad k
(averías/año) y H (horas interrupción/año) de una Subestación de 4 a 6
pociones (de línea y transformación) en total, y costos estimados: inicial de
esquema, anual de recuperación y costo anual de desperfectos, para cada
uno de los esquemas planteados.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 66PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
> Restricciones:
Para evitar que el análisis se vuelva complejo, se emplean las siguientes
restricciones en los eventos que no afectan los resultados de evaluación.
• Se evalúa solo primera contingencia
• Se considera independencia en la probabilidad de fallas de los
componentes.
• No se toma en cuenta el incorrecto funcionamiento de las protecciones
debido a que estas no dependen del esquema sino de sus cualidades de
fabricación.
• No se consideran las fallas en los elementos asociados a las posiciones de
interrupción (transformadores de fuerza y líneas de transmisión)
• Los costos del terreno para la construcción de la subestación no se tomarán
en cuenta ya que dependen de! sitio donde se realice; esto es, el valor de
un terreno en la costa no es el mismo que en la sierra, el costo de un
terreno en una zona seca no es igual al de uno ubicado en una zona
húmeda, etc.
• El costo de adecuación y nivelación será una constante para todos los
casos de comparación entre los esquemas ya que es una actividad que se
la debe realizar independientemente del esquema elegido, por lo tanto no
será tomado en cuenta.
• Para la evaluación económica entre esquemas se considerara la parte civil,
esto es cimentaciones de equipo y estructuras, malla de puesta a tierra y
costos DDP estimado de equipo, así como el costo por desperfectos
evaluado para cada esquema.
• Los parámetros como probabilidades de falla y tiempos de falla, reparación
y mantenimiento utilizados para determinar los índices de confiabilidad de
cada esquema, son datos estandarizados, usados comúnmente en este tipo
de estudios.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 67PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
• El programa realiza la evaluación técnico-económica para Subestaciones
de Seccionamiento o de Transformación de 4 a 6 posiciones, únicamente
con equipo convencional.
• Para el caso de Subestaciones de Seccionamiento, es decir que posean
sólo líneas de transmisión, se asume como líneas de entrada la mitad del
valor ingresado (esto para 4 y 6 líneas), mientras que para 5 se asume 3.
4.2. Desarrollo en Visual Basic 6.0
El desarrollo de un programa en Visual posee un Lenguaje que corresponde a
una programación orientada a eventos, es decir para responder acciones.
Características Generales de Visual Basic
Visual Basic es una herramienta de diseño de aplicaciones para Windows, en la
que éstas se desarrollan en una gran parte a partir del diseño de una interfase
gráfica. En una aplicación Visual Basic, el programa está formado por una parte de
código puro y otras partes asociadas a los objetos que forman la interfase gráfica.
Visual Basic 6.0 está orientado a la realización de programas para Windows,
pudiendo incorporar todos ios elementos de este entorno, informático: ventanas,
botones, cajas de diálogo y de texto, botones de opción y selección, barras de
desplazamiento, gráficos, menú, etc.
Programa
El desarrollo del programa considera tres formularios o ventanas, una ventana
inicial, la misma que captura la información básica para la evaluación técnica
económica, una segunda ventana en la que se presentan los valores de los
diferentes parámetros esperados así como un resumen de la información
ingresada en la ventana anterior, y una tercera que contiene la ayuda general del
programa, estas son básicamente las ventanas o pantallas con las que el usuario
trabajará.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 68PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Principal, este formulario posee varios controles, tanto el formulario como cada
uno de sus controles tienen una parte del programa, justamente la parte
relacionada con cada uno de los eventos que pueden suceder bien al formulario o
a los controles.
Jfti| Ingreso de Datos
DATOS GENERALES
Hombre de la Subestación ---
Nombre de la Subestación
Datos Generales
Potencia Nominal de la Subestación (MW) ]
Número de Líneas de Transmisión [Q~
Número de Posiciones de Transformación Q
[7-liitfel de Voltaje-
"138kV
> 230 kV
Parámetros Económicos ——•=———
Vida útil de la Subestación t (años)
Tasa de recuperación de capital r (%)
Recomendación: t« 30 años y r= 7.5 %
Escenario de Demanda
PANTALLA PRINCIPAL DEL PROGRAMA
Fig. IV.l
Este posee varios procedimientos, en este formulario se ingresa y selecciona
datos característicos de la Subestación, realiza la validación de la información, y
se almacenan los datos característicos de la Subestación en estudio.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 69PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
FRMAYUDA
Jjf Ayuda General
EVALUACIÓN TÉCNICO ECONÓMICADE ESQUEMAS DE BARRA
AYUDA GENERAL DEL PROGRAMA
BIENVENIDOEl presente programa tiene por objetivo desarrollar un estudio técnico-económico delos esquemas de barras tipo anillo, barra principal y de transferencia y doble barracon un disyuntor y bypass para Subestaciones de 138 y 230 kV con cuatro (4),cinco (5) y seis (6) alimentadores. Como resultado de este estudio se presenta uncuadro comparativo de estos tres esquemas tanto en la parte de confíabilidad asícorno en la parte de costos con lo cual el usuario tendrá los suficientes argumentospara escoger el esquema económica y íécnicamente más óptimo.
Primera Ventana:
FORM AYUDA DEL PROGRAMA
Fig.IV.2
Este contiene el texto Ayuda general del programa, al accederlo se encuentra
información del funcionamiento, alcance, restricciones y recomendaciones del
programa.
Form2, en este se presentan los resultados de la evaluación.
En este formulario se desarrolla la programación principal, aquí se recupera la
información ingresada en el formulario Principal, se establece la comunicación con
la base de datos, calcula los diferentes índices y costos según la condición
ingresada, todo esto mediante el embocamiento de funciones comunes ya
definidas.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 70PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
jjfjl Resultados Técnico-Económicos / Valores Estimados |ffB>BIIE3
12;^ SUBESTACIÓN PRUEBA
Jaracterísf ica Subestae
Potencia [MWJ
Nivel de Voltaje (kV)
Numero Líneas de Transmi
Numero Posiciones deTr«
--_ n__£ írT,., rrrír * r-^ rljIjij-nHí
U Escenario de
J 138
sión I 4
msfotmación j 0 anua.
Demanda | MED!A
ñ°s) | 30
peración 1 75%
| RESULTADOS POR ESQUEMA ^ ^H
PARÁMETROSTÉCNICO-ECONÓMICOS
Costo Inicialmiles US$
Costo anual derecuperación
miles US$
Costo dedesperfectosmiles US$/año
Costo anual totalmiles USÍ
K averías/ano
H horasinterrumpidas/año
ANILLO
I 286.33
| 24.24
I 1 8.75
I 43.55
] 0.2958
J 1.7363
DOBLE BARRA COMÚNSOLO DISYUNTOR V
BYPASS
I 492.92
41.74
4.47
1 47.16
] 0.2957
J 0.4139
BARRA PRINCIPAL YTRANSFERENCIA
1 423.46
] 35.85J
ll 29.98J
1 66.65J
) 0.3055
2.7761
;
i I ^f Ij - III íL. .aES55í™J
j jíalir
PANTALLA DE RESULTADOS DEL PROGRAMA
Fig.IV.3
Estas funciones al ser requeridas para cualquier condición, se las desarrolla en
forma general mediante la utilización de módulos.
La ventaja de definir módulos es que las funciones declaradas en estos pueden
ser invocadas dependiendo del cumplimiento de condiciones definidas
previamente en la programación general, con lo que se optimiza tanto en líneas de
código como en memoria de programa.
Modulel, este posee líneas de código que nos permiten establecer la conexión
con la BDD (Base de Datos) mediante la función conecta y cerrar la conexión, la
comunicación se realiza mediante la interfaz de acceso a datos ADO.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 71PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Siempre se requerirá usar esta función se cual sea la condición que se cumpla,
basta con invocarla por su nombre en la programación principal, con lo que el
tenerla declarada en un módulo optimiza recursos. .
A continuación se muestra un breve resumen del interfaz usado para dicha
función.
ADO en Visual Basic:
Una interfaz de acceso a datos es un modelo de objetos que presenta diversas
formas de tener acceso a datos. Visual Basic permite controlar por programa la
conexión, los generadores de instrucciones y los datos devueltos que se usarán
en cualquier aplicación.
La tecnología de acceso a datos evoluciona constantemente, la tecnología más
reciente es ADO, con un modelo de objetos más sencillo (y aún más flexible) que
RDO o DAO.
La interfaz ADO se ha diseñado como una interfaz de nivel de aplicación fácil de
usar para el más nuevo y eficaz paradigma de acceso a datos de Microsoft,
proporciona un acceso de alto rendimiento a cualquier origen de datos, incluidos
bases de datos relaciónales y no relaciónales, correo electrónico y sistemas de
archivos, texto y gráficos, objetos de negocios personalizados y mucho más. La
implementación de ADO genera una cantidad mínima de transferencias a través
de la red en escenarios clave de Internet y utiliza un número mínimo de capas
entre el servidor y el origen de datos para proporcionar una interfaz compacta de
alto rendimiento.
Module2, Aquí se encuentran definidas las funciones comunes, las que siempre
serán usadas, tenemos:
POSICION_UNEA138, en esta se capturan los valores de cimentaciones, suministro y
montaje de la base de datos de los equipos de corte y seccionamiento para
CAP IV; PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 72PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
138kV, y se define el costo de posiciones de línea, transformación, transferencia y
acoplamiento para esquema
POsiciON_UNEA230, en esta se capturan los valores de cimentaciones, suministro y
montaje de la base de datos de los equipos de corte y seccionamiento para
230kV, y se define el costo de posiciones de línea, transformación, transferencia y
acoplamiento para esquema.
ESTRUCTURASES, en esta se capturan los valores de cimentaciones, suministro y
montaje de la base de datos de las estructuras metálicas previstas como son
columnas y vigas para 138kV.
ESTRUCTURAS230, en esta se capturan los valores de cimentaciones, suministro y
montaje de la base de datos de las estructuras metálicas previstas como son
columnas y vigas para 230kV.
CONFIABILIDAD, en ésta se capturan los valores de los parámetros como
probabilidades y tiempos, necesarios para evaluar la confiabiiidad de los
esquemas.
ca¡cula_costos_malla1 en está se recopila el valor estimado de malla puesta a tierra
$/m2 y se definen los costos para cada uno de ios esquemas a los diferentes
niveles de voltaje.
costo_demanda, ésta recopila información de la base de datos en lo referente al
costo de Energía producida fuera de mérito.
Ámbito de las Variables, es muy importante declarar las variables, estas pueden
ser declaradas de forma local o general, dependiendo de los requerimientos.
Denominados ámbito de una variable a las partes del programa donde esa
variable está declarada.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 73PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Al ser un programa en el que existen varios formularios y el segundo depende de
los datos ingresados en el primero, se declaran variables en forma general
(Public), y para los módulos (Global)
.El detalle de la programación se la puede observar en el ANEXO 10.
4.2.1. COMO USAR EL PROGRAMA
Para realizar la evaluación técnica económica de esquemas de barra para
Subestaciones de 138kV y 230kV con la utilización de este programa, basta con
seguir paso a paso lo indicado en la Ayuda General del mismo.
A continuación se presenta un algoritmo simple de utilización del programa.
Primera Ventana:
> Ingreso y Selección de Datos
Datos Generales:
Para que el programa funcione adecuadamente se deberá ingresar los siguientes
datos obligatoriamente.
Nombre de la Subestación
Potencia Nominal de la Subestación, deberá ser ingresado como un valor
numérico en MW.
Existen algunas opciones, las mismas que deberán ser escogidas en función de
las características de la Subestación, éstas son:
Número de Líneas de Transmisión, este valor será escogido en un rango de
valores de de hasta 6 posiciones, considera las líneas de ingreso de la S/E
cuando ésta es de Transformación y el total, líneas de entrada y salida, cuando es
de seccionamiento.
Número de Posiciones de Transformación, este valor será escogido en un
rango de hasta 3 posiciones.
NOTA: El total de posiciones deberá ser como máximo 6 y como mínimo 4, (total de
posiciones = posiciones de línea + posiciones de transformación)
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 74PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADQRES
IMPORTANTE: Si la S/E de Transformación posee líneas de salida asúmalas
como posiciones de transformación, esto para no afectar en ei cálculo de índices
de confiabilidad, si bien está asunción afectará ¡os parámetros económicos, no lo
hará en mayor medida ya que la diferencia económica entre una posición de línea
y una de transformación no es muy significativa.
Nivel de Voltaje, puede ser 138RV o 230kV.
Parámetros Económicos:
Vida útil de la Subestación t (años), aquí deberá ingresar el tiempo estimado de
vida útil de una Subestación, se recomienda usar 30 años.
Tasa de recuperación de capital r(%), este porcentaje representa el interés anual
con ei que se prevee recuperar el capital invertido, se recomienda usar 7.5%
Escenario de Demanda, podrá ser baja, media o máxima, esta será escogida
basándose en el criterio de cuando se prevee la utilización de la subestación. En
el caso de que la subestación se prevea usarla en los diferentes escenarios se
recomienda escoger el escenario más desfavorable (baja).
> Controles de la Primera Ventana
Existen dos controles básicos para la ejecución del programa, así:
Calcular, éste permite validar la información ingresada y seleccionada y
posteriormente calcular los diferentes índices y costos esperados mediante la
conexión con la base de datos.
Salir, éste nos permite abandonar la ejecución del programa.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 75PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
> Datos Internos
Los datos internos del programa provienen de una Base de Datos realizada en
ACCES, cuyo nombre de identificación es DATOS, la misma que consta de tres
tablas:
'(^Microsoft AccessFile Edlt View Inserí Tools Wíndow Help
©DATOS : Datábase
iQpen
Objects
H fr^istv- j
•*•
Groups
<S ******
eiunn
Créate table in Design viewCréate table by using wizardCréate table by eniering data|CONFIABILIDAD|COSTOPNSCOSTOS
BASE DE DATOS EN MICROSOFT ACCESS
Fig. IV.4
CONF1ABILIDAD, ésta posee todos los índices de contabilidad como
probabilidades de falla de elementos y tiempos de reparación y mantenimiento
COSTOPNS, ésta posee los costos horarios representativos en cada uno de los
escenarios de demanda y estación de energía producida fuera de mérito.
COSTOS, en ésta tabla constan todos los costos de cimentaciones, suministro y
montaje de; estructuras y equipo, así como el costo del conductor para la malla de
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 76PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
puesta a tierra con su respectivo valor de mano de obra. Estos costos son valores
estimados.
La siguiente figura indica una de las tablas creadas en la Base de Datos.
Microsoft Access
File Edit VIew Insert Fgrmat Records Tools Wíndow Help
p1 ( __ 0,02: Probabilidad dejalla dejjarra_al añopaverías / año)p2a I _ 0.0196; Probabilidad de falla de barra de transferencia a[año[ averías / año)p2b _ _ __ } QJD004Í Probabilidad de falla de_baiTa dep3_ _ _ 0,07! Probabijídad de falla de un montante^ averías /año)ti anillotldoblebarratlpnncipali2aí2bt2bbt~ft4a
120jDuración_de la avería-Falla en barra esquema anillo (horasj_0,5| Tiempo necesario_para transferir circuitos de una barra a otra (horas)
- 48 !"OerrlP°Jleces^r'? Para Iílan!?.n'rrl.ien.io en_uj} rnontanie (horas)_120J Duración de ja reparac[ón_de_ Ia_barra de transís rene ¡acoras)_
360| Tiempo0,5! Tiempo para ais|ar_e rnontanie y_restablecer el_s^rvicio4?! Üem_P9 n_e_cesarjq__para jnantenimientci en_un_mpntante (horas]
36píJJern¡3q_necesar¡p_j3a_ra reparar un rnontanie Choras)ración de la avería-Falla en barra (horas)
>
TABLA DE BASE DE DATOS
Fig. IV.5
Los valores de la base de datos podrán ser modificados o actualizados, sin que
interfieran en la programación de la aplicación.
Para modificar los Datos, basta con ingresar al archivo DATOS, seleccionar la
tabla que se desea modificar y actualizar los valores, cualquier modificación se la
debe hacer previo la utilización del programa.
Segunda Ventana:
> Datos Generales
En esta ventana se muestran los datos ingresados y seleccionados, con la
finalidad de recordar las características de la Subestación objeto de estudio.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 77PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
> Resultados Comparativos
Estos se presentan en una tabla, se presentan índices de confiabilidad y costos;
inicial, anual de recuperación y de desperfectos para cada uno de los esquemas
Anillo, Barra Principal y Transferencia, y finalmente Doble barra con un solo
disyuntor y Bypass.
> Controles de la Segunda Ventana
Regresar, este nos permite volver a la ventana principal, para realizar nuevos
cálculos.i
Salir, éste nos permite abandonar la ejecución del programa.
4.3. Aplicación a la Subestación Cuenca
Luego de haber mostrado las bondades de este programa de evaluación de
Subestaciones hemos optado por utilizarlo en la selección del esquema de barras
para la Subestación Cuenca y así determinar cual alternativa, de las analizadas en
este trabajo, es la técnica y económicamente más rentable.
Luego de haber instalado el programa en su PC y como se explicó en el numeral
4.2.1 de este capítulo referente al uso del programa, se procede a! ingreso
obligado de datos generales:
Nombre de ¡a Subestación: Cuenca
Potencia Nominal de la Subestación en MW: 100
Número de Líneas de Transmisión: 3
Número de Posiciones de Transformación: ^
Nivel de Voltaje: ' 138kV . '
Vida útil de la Subestación t (años): se utilizó el recomendado de 30 años.
Tasa de recuperación de capital r (%): se utilizó el recomendado de 7.5%.
Escenario de Demanda: se utilizó e! escenario más desfavorable (baja).
CAP IV; PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 78PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
Efectuado esto, la pantalla de datos generales se verá de la siguiente forma:
al Ingreso de Datos
Nombre de ia Subestación
Nombre de la Subestación CUENCA
P Datos Generales
Potencio Nominal de la Gube&toción [MWJ J" ¡QQ""" " 1
Húmero de Líneas de Transmisión [ 3 Ü H 1
Número de Posiciones de Transformación fi
nivélele Voltaje-
0138kV
|O230hV
Parámetros Económicos
Vida útil de la Subestación t íaños) j 30
Tasa de recuperación de capital r (%) j 7^5
Recomendación: t= 30 aíios y r= 7.5 %
Escenario de Demanda:
I BAJA ^
PANTALLA PRINCIPAL-APLICACION
Fig. IV.6
Al ejecutar el programa mediante el comando Calcular los resultados para dicha
Subestación son los siguientes:
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 79PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
¿líllHesullados lecnico-tconomicos / Valores t sumados IMIBHIIÚH
S' — iH • • SUBESTACIÓN CUENCA
_ jracterística Subestac
Potencia [MWJ
Nivel de Voltaje [kV)
Numero Líneas de Transmi
Numero Posiciones deTfc
:-_ n__: í •- -_- _ ,~__ u • _ _
H Escenario de
1 138
sión j 3
nstormación | ^ anuai
Demanda BAJ&
nos) 1 30 '
petación ¡I 7s% "
| RESULTADOS POR ESQUEMA ^^^^
PARÁMETROSTECHICO-ECOMOMICOS
Costo Inicialmiles US$
Costo anual derecuperación
miles US$
Costo dedesperfectosmiles US$/año
Costo anual totalmiles US$
K auerías/año
H horasinterrumpidas/año
ANILLO
;| 284.03
¡1 24.05il
il 6.52il
| 31 .1 2J
| 0.1989
j 1.2303
DOBLE BARRA CON UHSOLO DISYUNTOR Y
BYPASS
j 490.62J
j 41.54J
I 1.78J
J 44.27
j 0.2956
j 0.3361
BARRA PRINCIPAL YTRANSFERENCIA
1 421.17
I 35.66J
14.3
I 50.77
0.3054
] 2.6982
: E"*:! " I
i I ™^£a!SS.arm
i lal'f |
PANTALLA DE RESULTADOS-APLICACIÓN
Fig.IV.7
De donde se rescata que por confiabüidad se optaría por un esquema en Doble
Barra con solo Disyuntor y Bypass mientras que por costo por el esquema en
Anillo. En este punto entran en consideración otro tipo de criterios tales como la
importancia de la subestación dentro del sistema, las posibles ampliaciones que
fueran necesarias y el espacio disponible para construirla.
Para el caso de ésta subestación sabemos que su nivel de voltaje es 138KV y que
su importancia es ligeramente menor que una de 230kV, suponiendo que esta
subestación prevee futura ampliación de hasta 2 posiciones la alternativa idónea
sería considerar un ESQUEMA EN ANILLO para su construcción.
CAP IV: PROGRAMA PARA ESTABLECER EL ESQUEMA DE BARRAS ADECUADO 80PARA UNA SUBESTACIÓN CON CUATRO ALIMENTADORES
En el caso de que se prevea ampliaciones inesperadas (más de 2 posiciones), el
esquema en Anillo pierde su idoneidad puesto que en el momento de ampliar la
Subestación se debería rediseñarla, pues este esquema no presenta la
característica, de añadir posiciones sin interferir en el diseño original, con lo que
se incurriría en gastos muy elevados, por lo que se descartaría esta posibilidad.
Suponiendo que esta Subestación prevee varias ampliaciones, se tendría las otras
dos alternativas, sin embargo al analizar el costo inicial de estas dos el esquema
que presenta el menor valor es el esquema de BARRA PRINCIPAL Y
TRANSFERENCIA siendo este un factor muy decisivo debido a las limitaciones de
inversión en nuestro país,
GbrYíó Vane final del proyecto se valida el programa realizado, para ello se
considera el estudio- realizado por la consultora 1NELIN para la Subestación Selva, - '%
Alegre 138RV de la-Empresa. Eléctrica Quito S. A. y se lo usa como aplicación de
nuestro programa. Los resultados se pueden apreciar en el ANEXO ff
CAP V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES:
• El diseño de una Subestación depende de los requerimientos del sistema al
que va a pertenecer, de este trabajo se desprende que la parte fundamental
de éste lo constituye el arreglo o esquema de barras que garantice el
perfecto funcionamiento tanto de la Subestación como del sistema.
• La selección del esquema de barras para una subestación no solo es
función de la confiabilidad que éste brinda sino también de los costos que
representan su construcción, operación y mantenimiento, así como potencia
y energía dejadas de suministrar debido a interrupciones por fallas.
• Como se puede apreciar en el capítulo II, el esquema que se adopte
determina' en gran parte el costo de la instalación. Este depende
principalmente de la cantidad de equipo considerado en el esquema, lo que
a su vez repercute en la adquisición de mayor área de terreno y finalmente
en un costo total mayor
• En nuestro medio todavía no se aplica el concepto de Costo por Energía
No Suministrada pero existe una forma de cobrar a los transmisores las
interrupciones ocasionadas por fallas en las líneas, esto es por medio de
multas manejando el concepto del Costo de la Energía Fuera de Mérito.
'* El Costo de Energía Fuera de Mérito está regido por las estaciones
climatológicas de nuestro país: estación seca y estación húmeda, y por el
escenario de demanda en la que se requiera, así: demanda baja, medi^ y; T
máxima. Este costo toma sus valores más elevados cuando se presentai '.
interrupción de potencia y energía en estación húmeda y en escenario d§
demanda baja.
CAP V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 82
• La predicción de índices de confiabilidad pretende determinar e!
comportamiento que tendrá el esquema, basado en desempeños pasados y
con esto ayudar en la toma de decisiones sobre modificaciones futuras en
éste.
• El método Frecuencia Duración para el análisis de confiabilidad de barra
presenta la mejor alternativa de análisis, no sólo por la simplicidad que
muestra frente a otros métodos de análisis, sino que además por la
información que entrega, pues éste proporciona índices cuantitativos,
fundamentales cuando se desea tomar una decisión sobre diversas
alternativas de diseño que cumplen las mismas funciones.
• La confiabilidad de un esquema de barra es independiente del nivel de
voltaje.
• El esquema más confiable de entre los analizados es el de Doble Barra con
un Disyuntor y Bypass seguido del Anillo y finalmente el de Barra Principal y
Transferencia independientemente del nivel de voltaje.
• A nivel de 138kV y para la condición más desfavorable del análisis
(demanda baja) el esquema que presenta la mayor conveniencia técnica-
económica o sea el menor costo anua! total es el Doble Barra con un solo
Disyuntor y Bypass seguido del anillo y finalmente el esquema de Barra
Principal y de Transferencia esto se puede observar en la FIG III.7.
Por otra parte en la FÍG III.8 se observa que así mismo para la condición
más desfavorable a nivel de 230kV el esquema que presenta la mayor
conveniencia económica es el Anillo, seguido muy de cerca por el esquema
de Doble Barra con un Disyuntor y Bypass y finalmente el de Barra Principal
y Transferencia.
CAP V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 83
5.2 RECOMENDACIONES:
• El esquema de barra tipo anillo se lo usará siempre y cuando la subestación
cuente con un área que no permita una ampliación más allá de la ya
considerada, siendo totalmente opuesta a los casos de barra principal y
transferencia y doble barra con un disyuntor y by pass los cuales son muy
flexibles en este aspecto.
• Se recomienda trabajar con el anillo cerrado a fin de aprovechar todas sus
ventajas y calibrar sus protecciones para falla tanto para anillo cerrado
como para anulo abierto (reparación o mantenimiento), esto implica que
quienes van a operar una subestación con un esquema de barras de este
tipo deben estar debidamente capacitados.
• Con respecto al programa se recomienda usar los índices indicados para
los parámetros económicos esto es 30 años de vida útil y 7.5% como tasa
de recuperación del capital además realizar el estudio en la condición más
desfavorable o sea escenario de demanda baja (estación húmeda).
• Debería hacerse un mejor seguimiento en lo concerniente a la recepción de
datos sobre mantenimiento y reparación de equipo en subestaciones ya
que los aportados por parte de TRANSELECTRIC para la realización de
esta tesis no reflejan la realidad operativa del sistema. Esto conlleva a que
TRANSELECTRIC no cuente con sus propios parámetros para la
determinación de índices de frecuencia y duración de fallas debiendo
utilizar para la realización de este trabajo datos internacionales aportados
por la consultora INELIN.
• En el momento de decidir por un determinado esquema se deberá analizar
no sólo la confiabilidad y el costo anual que éste presente sino también el
costo inicial que requerirá su implementación, puesto que este es un factor
muy decisivo debido a las limitaciones de inversión en nuestro país.
BIBLIOGRAFÍA.
Rl. Fink Dónala G,Beaty BLWayne. Manual de Ingeniería Eléctrica tomo ZT/.Mc GrawHill 13Ed, México DF-México,1996.
R2. Raull Martín José. Diseño de subestaciones eléctricas. Me Graw Hill, México,1987
R3. Endrenyi J. Reliability Mocieling in Electiic Power Systems. John Wiley & SonsEditorial, Toronto-Ontario, 1978.
R4. Orejuela Luna Víctor. Griteríos de diseño en la selección de esquemas de barras desubestación delSNI. INECEL, Quito-Ecuador, 1989.
R5. Terán Gómez Edmundo Ramiro. Selección y protección de esquemas de barras ensubestaciones de 230/238 kV. Aplicación a la subestación Milagro. Tesis de grado,Escuela Politécnica Nacional, Quito-Ecuador, 1978.
R6. Arraigada Mass Aldo Gary. Evaluación de con/labilidad en sistemas eléctricos dedistn'biición. Tesis de grado, Pontificia Universidad Católica de Chile, Santiago deChile, 1994
R7. Billinton R, Alian R, Salvaderi L. Applied Reliability Assessment in Electric PowerSystems. IEEE, New York-KE.U.U., 1990.
R8. Tapia Luis. Operación de Subestaciones. Seminario, Escuela Politécnica Nacional,Quito Ecuador, 2003.
R9. ItSÍELIN. Estudio Técnico Económico para ¡a selección de esquema en ¡aSubestación Selva Alegre,
RIO. Orejuela/MDER Subestaciones aisladas en SF6. Aplicación en Áreas
Urbanas. Anales de las Jornadas de Ingeniería Eléctrica y Electrónica. EPN.
Quito, mayo 1983
Rl 1: Orejuela Víctor. Análisis de confiabilidad de Líneas de Transmisión - INECEL-
C1ER1976
R12: I.E.E.E. Comité Reporto n Proponed Definitions or TermsforReportíngand
Analyzing Ouíages ofEíectiical Transmisión an Distríbution Facilities an
Intenitptions, I.E.E.E. Transactions PAS, May 1968.
R13: Mena Pachano Alfredo. Confiabilidad de Sistemas de Potencia. Colección
Escuela Politécnica Nacional, Quito 1983.
ANEXO 2
COSTOS ESTIMADOS POR TRANSELECTRIC
ANEXO 2: COSTOS ESTIMADOS POR TRANSELECTRIC
2.1. COSTO CIMENTACIONES
CIMENTACIONES
COSTO ESTIMADO
DESCRIPCIÓN PRECIO UNITARIOUSD
COLUMNAS
ClC2
C3
C4C8C9C10
C10'
2.9QQ.QO2.900,002.900,002.900,002.200,002.200,002.200,00
2.200,00
DISYUNTOR138kV230kV
1.500,00
1.900,00
SECCIONADOR138kV
230kV1.400,00
1.800,00
2.2. COSTO MALLA PUESTA A TIERRA
El valor estimado por TRANSELECTRIC es: 1.25 US$/m2
Este valor incluye mano de obra y suministro de material
ANEXO 2: COSTOS ESTIMADOS PORTRANSELECTRIC
2.3. SUMINISTRO ESTRUCTURAS METÁLICAS
SUMINISTRO ESTRUCTURASMETÁLICAS
COSTO ESTIMADO
DESCRIPCIÓN PRECIO UNITARIOUSD
COLUMNAS
C1C2C3C4C8C9
C10
C101
3.543,352.881,522.975,571,932,651.302,611,581,132.3D8r472.400,00
VIGAS
V1
V2V3V6
V7
1.303,131.406,501.263,60
529,231.263,60
2.4. MONTAJE ESTRUCTURAS METÁLICAS
MONTAJE ESTRUCTURASMETÁLICAS
COSTO ESTIMADO
DESCRIPCIÓN PRECIO UNITARIO
USD
COLUMNASC1
C2C3
C4C8C9
C10
C101
637,80
518,67
535,60
347,88
234,47284,60
415,52
432,00
VIGAS
V1
V2
V3
V6
V7
234,56
253,17
227,45
149,26
227,45
ANEXO 2: COSTOS ESTIMADOS PORTRANSELECTRIC
2.5. COSTO EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMIENTO
EQUIPOALSTOM
SUBESTACIÓNSANTA ROSA
INTERRUPTORTRIPOLAR
SECCIONADORAPERTURA CENTRAL
SECCIONADOR DEAPERTURA CENTRAL
SECCIONADOR DE 8Y-PASS HORIZONTAL
SUBESTACIÓNPOMASQUf
INTERRUPTORTRIPOLAR
SECCIONADORTRIPOLAR
SECCIONADORTRIPOLAR
PRECIOUNITARIO
US$
102990,38
13671,68
10877,77
11461,79
30057,08
11086,25
9001,32
DESCRIPCIÓN
245 kV-3000A-40kA-BIL 1187 kV, TIPO GL314,CON ESTRUCTURA DE SOPORTE .
245 kV, 1250 A, 31.5 kA, BIL 1050 kV, TIPOS2DAT, CON C.P.A.T. SERIAL: A 10851 a A10852, CON ESTRUCTURA SOPORTE
245 kV, 1250 A, 31.5 kA, BIL 1050 kV, TIPOS2DA, SIN C.P.A.T. SERIAL: A 10856 a A10861, CON ESTRUCTURA SOPORTE
245 kV, 1250 A, 31.5 kA. BIL 1050 kV, TIPOS2DA. SERIAL: A 10868 a A 10869, CONESTRUCTURA SOPORTE
145 kV-3500A-40kA-BIL 650kV, tipo GL312F1/4031/VR1750. SERIAL: 3008 620/1 a 4, CONESTRUCTURA SOPORTE
138 kV, 1500A, 31.5kA, CON C.P.A.T..T1POD300-1 41 631 M/E1 H/N. SERIAL: 3 050 493/1 a 4,CON ESTRUCTURA SOPORTE.
138 kV, 1500A, 31.5kA, SIN C.P.A.T..T1POD300-141631M/N. SERIAL: 3 050 494/1 a 7,CON ESTRUCTURA SOPORTE
Montaje de Equipo de Corte y Seccionamiento, este valor se considera en un
10% del costo total del equipo.
ANEXO 3
CALCULO COSTO OBRA CIVIL POR ESQUEMAPARA138kVy230kV
ANEXO 3: CALCULO COSTO DE OBRA CIVIL POR ESQUEMA PARA138kVy230kV
3.1. ESQUEMA EN ANILLO
3.1.1. CALCULO COSTO CIMENTACIONES
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 138 kV
CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETOElemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Costo unitarioí$
1.500,001.400,001.400,00
Cantidad
484
Costo Total Obra Civil-Cimentaciones
Total
6.000,0011.200,005.600,00
22.800,00
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 230 kV
CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETOElemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Costo unitariot*+>
1.900,001.800,001.800,00
Cantidad
484
Costo Total Obra Civil-Cimentaciones
Total
$
7.600,0014.400,007.200,00
29.200,00
3.1.2. CALCULO COSTO MALLA PUESTA A TIERRA
MALLA DE PUESTA A TIERRAESQUEMA EN ANILLO
Nivel de VoltajekV138
230
Valor m2
?/m2
1.251.25
Áream2
2,626.564,212.00
Total$•p
3,283.205,265.00
ANEXO 3: CALCULO COSTO DE OBRA CIVIL POR ESQUEMA PARA138kVy230kV
3.2. ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO
DISYUNTOR Y BYPASS
3.2.1. CALCULO COSTO CIMENTACIONES
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 138 kV
CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETO
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Costo unitario<t9
1.500,001.400,001.400,00
Cantidad
512
6
Total
$
7.500,0016.800,00
8.400,00
CIMENTACIONES ESTRUCTURAS METÁLICASEstructura
C8
C10
C101
Costo unitario
$
2.200,00
2.200,00
2.200,00
Cantidad
4
4
2
Total
8.800,00
8.800,00
4.400,00
Costo Total Obra Cívil-Cimentaciones 54.700,00
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 230 kV
CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETO
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Costo unitario
$1.900,001.800,001,800,00
Cantidad
5126
Total$•p9.500,00
21.600,0010.800,00
CIMENTACIONES ESTRUCTURAS METÁLICAS
Estructura
C2C3C4
Costo unitario
$2.900,002.900,002.900,00
Cantidad
424
Total<t•p
11.600,005.800,00
11.600,00
Costo Total Obra Civil-Cimentaciones 70.900,00
ANEXO 3: CALCULO COSTO DE OBRA CIVIL POR ESQUEMA PARA138kV y 230kV
3.2.2. CALCULO COSTO MALLA PUESTA A TIERRA
MALLA DE PUESTA A TIERRAESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO DISYUNTOR Y
BYPASSNivel de Voltaje
kV138
230
Valor m2
$/m2
1.251.25
Áream2
4,872.009,282.00
Total$6,090.00
11,602.50
ANEXO 3: CALCULO COSTO DE OBRA CIVIL POR ESQUEMA PARA138kVy230kV
3.3. ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y BARRA DETRANSFERENCIA
3.3.1 CALCULO COSTO CIMENTACIONES
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 138 kV
CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETO
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a Tierra
Seccionador con Puesta a Tierra
Costo unitario<*
1.500,001.400,001.400,00
Cantidad
586
Total
7.500,0011.200,008.400,00
CIMENTACIONES ESTRUCTURAS METÁLICAS
Estructura
0809
010
Costo unitario
2.200,002.200,002.200,00
Cantidad
44
6
Total$98.800,008.800,00
13.200,00
Costo Total Obra Civíl-Cimentaciones 57.900,00
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 230 kV
CIMENTACIONES EQUIPO DE CORTE Y SECCIONAMINETO
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Costo unitario
$
1.900,001.800,001.800,00
Cantidad
58
6
Total$$
9.500,0014.400,0010.800,00
CIMENTACIONES ESTRUCTURAS METÁLICAS '
Estructura
0203
04
Costo unitario
2.900,002.900,002,900,00
Cantidad
626
Total
17.400,005.800,00
17.400,00 ,
Costo Total Obra Civil-Cimentaciones 75.300,00
ANEXO 3: CALCULO COSTO DE OBRA CIVIL POR ESQUEMA PARA138kVy230kV
3.3.2. CALCULO COSTO MALLA PUESTA A TIERRA
MALLA DE PUESTA A TIERRAESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA
Nivel de VoltajekV138
230
Valor m2
$ /m 2
1.251.25
Áream2
6,426.0012,673.50
Total
$8,032.50
15,841.88
ANEXO 4
CALCULO COSTOESTRUCTURAS METÁLICAS
PARA138kVy230kV
ANEX04: CALCULO COSTO ESTRUCTURAS METÁLICASPARA138kVy230kV
4.1. ESQUEMA DOBLE BARRACÓN UN SOLO
DISYUNTOR Y BYPASS
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANIVEL DE VOLTAJE 1 38 kV
ESTRUCTURAS METÁLICASVIGAS
TIPO
V6
V7
CANTIDAD
4
4
VALOR UNITARIO
$829,23
1.263,60
MONTAJE POR ESTRUCTURA
$
149,26
227,45
TOTAL
$3.913,975.964,19
COLUMNASTIPO
C8C10
C101
CANTIDAD
44
2
VALOR UNITARIO
$1.302,612.308,472.400,00
MONTAJE POR ESTRUCTURA
$
234,47415,52432,00
TOTAL
$6.148,32
10.895,985.664,00
Costo Total Estructuras Metálicas 32.586,46
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEA
NIVEL DE VOLTAJE 230 kV
ESTRUCTURAS METÁLICAS
VIGASTIPO
V2
V3
CANTIDAD
4
4
VALOR UNITARIO
$1.406,501,263,60
MONTAJE POR ESTRUCTURA
$
253,17227,45
TOTAL
$6.638,685.964,19
COLUMNAS
TIPO
C2
C3
C4
CANTIDAD
42
4
VALOR UNITARIO
$2.881,522.975,571.932,65
MONTAJE POR ESTRUCTURA
$
518,67535,60347,88
TOTAL
$13.600,777.022,359.122,11
Costo Total Estructuras Metálicas 42.348,10
ANEX04: CALCULO COSTO ESTRUCTURAS METÁLICASPARA138kVy230kV
4.2. ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y BARRA DETRANSFERENCIA
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEA
NIVEL DE VOLTAJE 138 kV
ESTRUCTURAS METÁLICAS
VIGAS
TIPO
V6
V7
CANTIDAD
4
4
VALOR UNITARIO
$
829,23
1.263,60
MONTAJE POR ESTRUCTURA
$
149,26
227,45
TOTAL
$
3.913,97
5.964,19
COLUMNAS
TIPO
C8
C9
C10
CANTIDAD
4
4
6
VALOR UNITARIO
$
1.302,61
1.581,13
2.308,47
MONTAJE POR ESTRUCTURA
$
234,47
284,60
415,52
TOTAL
$
6.148,32
7.462,93
16.343,97
Costo total Estructuras Metálicas 39.833,38
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEA
NIVEL DE VOLTAJE 230 kV
ESTRUCTURAS METÁLICAS
VIGAS
TIPO
V2
V3
CANTIDAD
4
4
VALOR UNITARIO
$
1.406,50
1.263,60
MONTAJE POR ESTRUCTURA
$
253,17
227,45
TOTAL
$
6.638,68
5.964,19
COLUMNAS
TIPO
C2
C3
C4
CANTIDAD
6
2
6
VALOR UNITARIO
$
2.881,52
2.975,57
1.932,65
MONTAJE POR ESTRUCTURA
$
518,67
535,60
347,88
TOTAL
$
20.401,16
7.022,35
13.683,16
Costo total Estructuras Metálicas 53.709,54
ANEXOS
CALCULO COSTO EQUIPAMIENTO PORESQUEMA
ANEXO 5: CALCULO COSTO EQUIPAMIENTO POR ESQUEMA
5.1. ESQUEMA EN ANILLO
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 138 kV
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Valor unitario DDPUS$
30.057,089.001,32
11.086,25
CantidadUS$
484
Costo EquipoMontaje
Costo Total Equipo
TotalUS$
120.228,3272.010,5644.345,00
236.583,8823.658,39
260.242,27
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 230 kV
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Valor unitario DDPUS$
102.990,3810.877,7713.671,68
Cantidad
484
Costo EquipoMontaje
Costo Total Equipo
TotalUS$
411.961,5287.022,1654.686,72
553.670,4055.367,04
609.037,44
ANEXO 5: CALCULO COSTO EQUIPAMIENTO POR ESQUEMA
5.2. ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN SOLO
DISYUNTOR Y BYPASS
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 138 kV
Elemento
DisyuntorSeccionador Bypass
Seccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Valor unitarioDDPUS$
30.057,089.600,009.001,32
11.086,25
Cantidad
54126
Costo EquipoMontaje
Costo Total Equipo
TotalUS$
150.285,4038.400,00
108.015,8466.517,50
363.218,7436.321,87
363.218,74
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 230 kV
Elemento
DisyuntorSeccionador Bypass
Seccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Valor unitarioDDP
102.990,3811.461,7910.877,7713.671,68
Cantidad
54126
Costo EquipoMontaje
Costo Total Equipo
Total
514.951,9045.847,16
130.533,2482.030,08
773.362,3877.336,24
850.698,62
ANEXO 5: CALCULO COSTO EQUIPAMIENTO POR ESQUEMA
5.3. ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y BARRA DETRANSFERENCIA
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 138 kV
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Valor unitarioDDPUS$
30.057,089.001,32
11.086,25
Cantidad
586
Costo EquipoMontaje
Costo Total Equipo
TotalUS$
150.285,4072.010,5666.517,50
288.813,4628.881,35
317.694,81
ESQUEMA CON 4 POSICIONES DE LINEANivel de Voltaje 230 kV
Elemento
DisyuntorSeccionador sin Puesta a TierraSeccionador con Puesta a Tierra
Valor unitarioDDPUS$
102.990,3810,877,7713.671,68
Cantidad
586
Costo EquipoMontaje
Costo Total Equipo
TotalUS$
514.951,9087.022,1682.030,08
684.004,1468.400,41
752.404,55
ANEXO 6
ÍNDICES DE CONFIABILIDAD(Subestación con cuatro alimentadores)
ANEXO 6: ÍNDICES DE CONFÍABILIDAD
El criterio que se usó para determinar los índices de confiabilidad en lo
concerniente a la fracción de potencia interrumpida P1/Pt es:
1, Se asumen cargas equilibradas.
2, Siempre para cada línea de entrada la potencia es 1, P1=1
3, La potencia total de la subestación es la suma de las potencias de entrada,
Pt= número de líneas de entrada
4, La Fracción de Potencia por Pérdida de un circuito es 1/Pt
5, En e! esquema Anillo, en el análisis de fallas para G3 la Fracción de
Potencia por Pérdida de dos circuitos es 2*(1/ Pt), esto debido a que por
falla en un montante se pierden dos circuitos.
El cálculo de los índices de Confíabilidad de la Subestación con cuatro
alimentadores asume;
1. Subestación de Seccionamienío
2. Líneas de entrada 2
3. Líneas de salida 2
ANÁLISIS DE AVERIAS
ANILLO
1. Avería en barra principal
Número de averías por año: G1
pl : = 0.02
b p : = l
Pl :=1P t : = 2 Gl :=pl-bp-|—
\Pt
de donde: p1 = Probabilidad de falla al año
bp = Número de barras principales por nivel de voltaje
Pl = Potencia interrumpida (MW)Pt= Potencia total de la subestación (MW)
Gl « 0.01
Tiempo total de interrupción: Hl
ti := 120 horas
Hl :=Gl-tlde donde: ti = Tiempo de reparación de la barra
Hl* 1.2horas
ano
3. Avería en un montante
Número de averías por año: G3
P b : = lp3: = 0.07
G3 :=p3-M-2-—Pt
de donde:Pb = Potencia asociada a la barra (MW)p3 = Probabilidad de falla al
Número de montantes
G3 = 0.28
Tiempo total de interrupción: H3
13 :=0.5 horas
H3 :=G3-t3de donde: t3 = Tiempo para aislar el montante y restablecer el servicio
H3 = 0.14horas
año
4, Averías simultáneas en montantes
4.1 Avería en un montante mientras otro de la misma barra se halla en mantenimiento
Número de averías por año: G4
p4:=0.07'í-í?-l p4=3.836-!0"4 Pb' : = 2\S760/
N': = M-(M- 1)
G4:=p4-N'-í—\Pt
de donde; p4 = Probabilidad de falla al año
G4 = 4.603-10~3
Tiempo de interrupción: H4
P?H4:=G4-t4-_ | + 0.5 G4
t4 :=4S horasP2:=l
H4:=G4-t4-\Pb'y
de donde: P2 = Potencia asociada con el montante averiado
m = al Choras
año
4.2 Avería en un montante mientra otro de la misma barra está en reparación
G4':=p4'-(M- 1).Pt
8760/
G4' = 6.041-10 4
Tiempo de interrupción:
t4' :=360 horas
H4':=G4'-t4'-[ — U 0.5 G4'
de donde: t4' = Tiempo de interrupción/avería
nnrflc;
H4' = 0.2año
En TotalG4total :=G4+G4'
G4total = 5.207-10~3
H4total :=H4 + H4f
H4total = 0.331
5. Averías simultáneas en barras
Número de averías por año: G5
p5=2.74-!0"4
\8760/blotal: = 4
G5 : = p5-blotal-|—\Pt
de donde: p5 = Probabilidad de falla simultánea al añobtotal = Número de barras
G5 = 5.479-10 4
Duración de la falla:
t5 := 120 horas
H5 :=G5-t5
H5 = 0.066^?año
NUMERO DE AVERIAS POR AÑO
k:=Gl + G3-hG4total+G5
k= 0.296 ü^año
HORAS ANUALES DE INTERRUPCIÓN
, - „-h = 1.736
3 + H4total-j-H5horas
año
CONFIABILIDAD
Años de operación de la subestación por hora de interrupción
r : = —h
r= 0.576
ANÁLISIS DE AVERIAS
DOBLE BARRA CON UN DISYUNTOR Y BYPASS
1. Avería en barra principal
Número de averías por año: G1
pl :=0.02
b p : = l
Pl :=1Gl :=pl-bp-[—
\Ptde donde: p1 = Probabilidad de falla al año
bp = Número de barras principales por nivel de voltaje
P1 = Potencia interrumpida (MW)Pt= Potencia total de la subestación (MW)
Gl = 0.01
Tiempo total de interrupción: H1
ti :=0.5 horas
Hl :=Gl-tl
de donde: t1 = Tiempo de reparación de la barra
Hl =5-10-; horas
ano
2. Avería en barra de transferencia
2.1 Uso de barra de transferencia y mantenimiento en un montante
Número de averías por año: G2
p2: = 0.0196b t : = l
48m .=-
8760
M: =
1P1—Pt
de donde:p2 = Probabilidad de falla al año
bt= Número de barras de transferencia por nivel de voltaje
m = frecuencia de indisponibilidad
M = Número de montantes
G2 = 2.148-10 4
Tiempo total de interrupción: H2
12 :=48 horas
H2 = 0.01
de donde; t2 = Tiempo de mantenimiento en el montante
horas
ano
2.2 Uso de barra de transferencia mientras se repara un montante
Número de averías por año: G21
p2':= 0,0004
360m :=-
8760
PlG2' : = p2'-bt-m'-M —
\Pt
de donde:p2' = Probabilidad de falla al año
m' = frecuencia de indisponibilidad
M = Número de montantes5G2' = 3.288-10
Tiempo total de interrupción: H2'
12' :=120 horas
H2f :=G2'-i2'
de donde: t2r = Tiempo de reparación en el montante
H2' = 3.945-10"3 año
En Total:
G2total:=G2+G2'
G2total = 2.477-10~4
H2total:=H2 + H2'
H2total = 0.014
3. Avería en un montante
Número de avenas por año: G3
Pb :=2
G3 :=Pt
Pb = Potencia asociada a la barra (MW)p3 = Probabilidad de falla al añoM = Número de montantes
G3 = 0.28
Tiempo total de interrupción; H3
t3 :=0.5 horas
H3 = 0.14
H3 :=G3-t3
de donde: t3 = Tiempo para aislar el montante y restablecer el servicio
horas
ano
4. Averías simultáneas en montantes
4.1 Avería en un montante mientras otro de la misma barra se halla en mantenimiento
Número de averías por año: G4
l'\8 I n4=3.836-10~4p4 :.= 0.07- — — p4= 3.836-10\8760/
N': = M-(M- 1)^ I I -XT'G4 :=p4-N • —
de donde: p4 = Probabilidad de falla al año
G4 = 4.603-1 0"3
Tiempo de interrupción: H4
t4 :=48 horasP2 :=1
/P2\- — U 0.5 G4
\Pb/
de donde: P2 = Potencia asociada con el montante averiado
horasH4 = 0.113
ano
4.2 Avería en un montante mientra otro de la misma barra está en reparación
, ' n n - 7 2 / 3 6 0 \4 :=0.07 •\8760/
G4 ' :=p4XM-l ) - ( —\Pt
G4' = 6.041-10 4
Tiempo de interrupción:
t4' :=360 horas
H4' = 0.109
H4':=G4'-t4'- — 0.5 G4'\Pb/
de donde: t4' = Tiempo de interrupción/avería
horas
ano
En Total:
G4total:=G4+G4'~3
= 5.207'10
H4total:=H4 + H4'
H4total = 0.222.
5. Averías simultáneas en barras
Número de averías por año: G5
'•(—)\8760/r4
blotal:=2
= 2.74-10
G5:=p5-btolal-[— \
de donde:
Píp5 = Probabilidad de falla simultánea al añoPb1 = Potencia asociada con la barra averiadabtotal = Número de barras
G5 = 2.74-10 4
Duración de la falla:
t5 :=120horas
H5 :=G5-t5
H5 = 0.033horas
ano
NUMERO DE AVERÍAS POR AÑO
ano
HORAS ANUALES DE INTERRUPCIÓN
h :=H1 + H2total + H3 + H4total + H5, horash= 0.414
año
CONFIABKJDAD
Años de operación de la subestación por hora de interrupción1r '.- —h
r=2.416
ANÁLISIS DE AVERIAS
BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA
1. Avería en barra principal
Número de averías por año: Gl
p l : = 0.02
bp:=l
Pl :=2 ipl
Pt : = 2 Gl : = p l -bp -—\Pt
de donde: pl = Probabilidad de falla al año
bp = Número de barras principales por nivel de voltaje
P1 = Potencia interrumpida (MW)
Pt= Potencia total de la subestación (MW)
Gl = 0.02
Tiempo total de interrupción: Hl
ti := 120 horas
Hl :=Gl-tl
de donde: ti = Tiempo de reparación de la barra
horasHl = 2.4
ano
2. Avería en barra de transferencia
2.1 Uso de barra de transferencia y mantenimiento en un montante
Número de averías por año: G2
p2: = 0.0196
m .=-48
8760
M: = 4
P l ' :=1 G2 :=p2-bt-m-M
de donde:
Pl'"pT
p2 = Probabilidad de falla al año
bt = Número de barras de transferencia por nivel de voltaje
m = frecuencia de indisponibilidad
M = Número de montantes
G2 = 2.148-10 4
Tiempo total de interrupción: H2
t2:=4S horas
H2 = 0.01
H2:=G2-12
de donde: t2 = Tiempo de mantenimiento en el montante
horasano
2.2 Uso de barra de transferencia mientras se repara un montante
Número de averías por año: G2'
p2':= 0.0004
, 360
8760
': = p2'-bt-m'-M
de donde:p2' = Probabilidad de falla al año
mp = frecuencia de indisponibilidad
M = Número de montantes
G2' = 3.288-10~:>
Tiempo total de interrupción: H21
t2' :=120 horas
H2':=G2'-t2'
de donde: Í21 = Tiempo de reparación en el montante
H2' = 3.945-lcf3año
En Total :
G2total -G2+G2'
G2tolal = 2.477-10~4
H2íotal:=H2 + H2'
H2total = 0.014
3. Avería en un montante
Número de averías por año: G3
Pb :=2P3:=0.07M: = 4 ,
G3 :=p3-M- —\Pt
Pb = Potencia asociada a la barra (MW)
p3 = Probabilidad de falla al año
G3 = 0.28 M = Número de montantes
Tiempo total de interrupción: H3
t3 :=0.5 horas
H3 = 0.14
I-I3 :=G3-t3
de donde: t3 = Tiempo para aislar el montante y restablecer el servicio
horas
ano
4. Averías simultáneas en montantes
4.1 Avería en un montante mientras otro de la misma barra se halla en mantenimiento
Número de averías por año: G4
p4:=0.07-|-!?-l p4=3.836-lo"4\8760/
'-[—Pt
de donde: p4 = Probabilidad de falla al año
G4 = 4.603-10 3
Tiempo de interrupción: H4
t4 :=48 horasP2 :=1
H4:=G4-t4-(—1 + 0.5G4Pb
H4 = 0.113
de donde: P2 = Potencia asociada al montante averiado (MW/año)
horas
ano
4.2 Avería en un montante mientra otro de la misma barra está en reparación
.2 / 360 \4':=0.07¿ . .
\8760/
G4' = 6.041-10 4
' : = p4'-(M- l ) - —Pt
Tiempo de interrupción:
t4' :=360 horas
H4' :=G4'-t4'-[— lH-0.5 G4'nH4' = 0.109 Í5EÜ
año
En Total :
G4total :=G4-}-G4'
H4total:=H4 +
H4lotal = 0.222
NUMERO DE AVERIAS FORAÑO
k := Gl + G2total + G3 + G4total, n -A- averíask=0.3(b
año
HORAS ANUALES DE INTERRUPCIÓN
h :=H1 + H2tolal + H3 + H4toíal
h= 2.776año
CONFIABILIDAD
Años de operación de la subestación por hora de interrupción1
r '.- —h
r=0.36
ANEXO 7
COSTOS DE ESQUEMASPARA UNA SUBESTACIÓN CON
CUATRO ALIMENTADORES
COSTO ANUAL DE RECUPERACIÓN DEL CAPITAL
ESQUEMA EN ANILLO 138kV
Ctel :=260242.27
Cocí : = 26083.2
de donde:Cte1 = Costo total de equipo en dólaresCocí = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCari = Costo anual de recuperación del capital en138kV
CU := Ctel + Cocíi := 0.075t : = 30 años
Cari :=Ctl-i-—Lü2—
Cari = 2.424-104 USD
ESQUEMA EN ANILLO 230kV
Cte2:=609037.44
Coc2 := 34465
de donde;Cte2 = Costo total de equipo en dólaresCoc2 = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCar2 = Costo anual de recuperación del capital en230kV
Ct2 :=Cte2 + Coc2i : = 0.075t : = 30 años
M "i*Car2 :=Ct2-i- ^ }
Car2 = 5.449* 104 USD
COSTO ANUAL DE DESPERFECTOS
Cpb :=0.053Cpm:=0.027Cpmáx := 0.027 de donde:
Cpb = Costo de potencia interrumpida enFiní :-4UU demanda baja (US$/kWh)
Cpm = Costo de potencia interrumpida endemanda media (US$/kWh)Cpmáx = Costo de potencia interrumpida endemanda máxima (US$/kWh)
Pint= Potencia interrumpida (MW)
Cadb :=Cpb-Pint-MOOO
Cadb = 3.681-104
Cadm :=(Jpm-.Pint'ñ-lUUU
Cadm= 1.875-104
Cadmáx :=Cpmáx-Pint-h-1000
Cadmáx = 1.875*104
de donde:
Cadb = Costo anual de desperfectos endemanda baja (US$/año)
Cadm = Cosío anual de desperfectos endemanda media (US$/año)
Cadmáx = Costo anual de desperfectos endemanda máxima (US$/año)
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Coyml : = 0.022S-Carl
Coyml = 552.753de donde:
Coym2= 1.242*1 0
COSTO ANUAL TOTAL
ESQUEMA EN ANILLO 1 38kV
Catbl := Cari 4- Cadb -t- Coyml
Catbl = 6.16M04
Catml := Cari + Cadm-t- Coyml
Catml = 4.355-104
Catmáxl := Cari -í- Cadmáx -i- Cc^inl
Catmáxl = 4.355-104
ESQUEMA EN ANILLO 230kV
Catb2 : = Car2 -t- Cadb -í- Coym2
Catb2 = 9.254*1 04
Catm2 := Car2 + Cadm-h Coym2
Catm2 = 7.448- 104
Catmáx2 := Car2 -t- Cadmáx -t- Coym2
Catmáx2 = 7.448* 104
Coyml = Costo anual de operación ymantenimiento en 138kVCoym2 = Costo anual de operación ymantenimiento en 230kV
de donde:
Catbl = Costo anual total en demanda baja en138kV(US$/año)Catml = Costo anual total en demanda media en138kV(US$/año)Catmáxl = Costo anual total en demanda máximaen138kV(US$/año)
de donde:
Catb2 = Costo anual total en demanda baja en230kV(US$/año)Catm2 = Costo anual total en demanda media en230kV (US$/año)Catmáx2 = Costo anual total en demanda máximaen230kV(US$/año)
COSTO ANUAL DE RECUPERACIÓN DEL CAPITAL
ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN DISYUNTOR Y BYPASS 138kV
Ctel :=399540.61
Cocí : = 60790
Cestrl := 32586.46de donde:
Ctl := Clel -h Cocí + Cestrli:=0.075t : = 30 años
Cari :=CtH--
= 4.174-104 USD
(l+i ) 1
Cte1 = Costo total de equipo en dólaresCocí = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCestrl = Costo de estructuras en dólares en 138kVCari = Costo anual de recuperación del capital en
ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN DISYUNTOR Y BYPASS 230kV
Cte2 := 850698.62
Coc2 := 82502.5
Cestr2:=42348.1
Ct2 := Cte2 -t- Coc2i := 0.075t : = 30 años
de donde:
Cestr2
Cte2 = Costo tota! de equipo en dólaresCoc2 = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCestr2 = Costo de estructuras en dólares en 230kVCar2 = Costo anua! de recuperación del capital en
Car2 :=
= 8.26*104 USD
COSTO ANUAL DE DESPERFECTOS
Cpb: = 0.053n -rmo-7Cpm .= 0.027r ' -nCpmax.-u.
Pint : = 400
, , ,de donde:Cpb = Costo de potencia interrumpida endemanda baja (US$/kWh)Cpm = Costo de potencia interrumpida endemanda media (US$/kWh)Cpmáx = Costo de potencia interrumpida endemanda máxima (US$/kWh)
PÍnt= Potencia interrumpida (MW)
Cadb :=Cpb-Pint-h-1000
Cadb^8.776-103
Uaclra : = Cpm-JJint-h-lUUU
Cadm = 4.47M03
. T,- 1 ,rt«rtCadmax := Cprnax-Prnt-h-lOOO
Cadmáx= 4.47MO
Cadb = Costo anual de desperfectos endemanda baja (US$/año)
e desperfectos en
demanda media (US$/año)
Cadmax = Costo anual de desperfectos endemanda máxima (US$/año)
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Coyml :=0.0228-Carl/-, i n-i -70Coyml = 9M.D78
n nono n o, = 0.0228.Car2
de donde:
Coym2 = 1.883-10
Coyml = Costo anual de operación ymantenimiento en 138kVCoym2 = Costo anual de operación ymantenimiento en 230kV
COSTO ANUAL TOTAL
ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN DISYUNTOR Y BYPASS 138kV
Catbl := Cari 4- Cadb 4- Coyml
Catbl = 5.146-104
Catml := Cari 4- Cadm4- Coyml
Catml =4.716-104
Catmáxl := Cari 4-
Catmáxl =4.716*10'
de donde:
4
Catbl = Costo anual total en demanda baja en138kV(US$/año)Catml = Costo anual total en demanda media en138kV(US$/año)Catmáxl = Costo anual total en demanda máxima
(US$/año)
ESQUEMA DOBLE BARRA CON UN DISYUNTOR Y BYPASS 230kV
Catb2 := Car2 4- Cadb 4- Coym2
Catb2 = 9.326-104
Catm2 : = Car2 4- Cadm 4- Coym2
Catm2 = 8.895-104
Catmáx2 := Car2 4- Cadmax 4-
Catmáx2 = 8.895-104
de donde:
Catb2 = Costo anual total en demanda baja en230kV (US$/año)Catm2 = Costo anual total en demanda medía en230kV (US$/año)Catmáx2 = Costo anual total en demanda máxima
(US$/año)
COSTO ANUAL DE RECUPERACIÓN DEL CAPITAL
ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y DE TRANSFERENCIA 138kV
Ctel :=317694.81
Cocí : = 65932.5
Cestrl :=39833.38
Ctl := Ctel-i-Cocí + Cestrli := 0.075t : = 30 años
de donde:Ctel = Costo total de equipo en dólaresCocí = Costo de obra civil-cimentaciones en dólaresCestrl = Costo de estructuras en dólares en 138RVCari = Costo anual de recuperación del capital en
Cari =3.585-104 USD
ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y DE TRANSFERENCIA 230kV
Cte2 :=752404.55
Coc2 := 91141.88
Cestr2:=53709.54 . , ,de donde:
Cte2 = Costo total de equipo en dólaresCoc2 = Costo de obra civíl-cimentaciones en dólaresCestr2 = Costo de estructuras en dólares en 230kV
^« /-i, o /-, o n í o Car2 = Costo anual de recuperación del capital enCt2 := Cte2 -í- Coc2 -í- Cestr2 230kVi := 0.075t : = 30 años
Car2 :=Ct2-i-—LJli2—
Car2 = 7.597-104 USD
COSTO ANUAL DE DESPERFECTOS
Cpb :=0.053Cpm:= 0.027Cpmáx:= 0.027 . , ,
1 de donde:Pint : = 400 Cpb = Costo de potencia interrumpida en
demanda baja (USS/kWh)Cpm = Costo de potencia interrumpida endemanda media (US$/kWh)Cpmáx= Costo de potencia interrumpida endemanda máxima (US$/kWh)
Pint= Potencia interrumpida (MW)
Cadb := Cpb -Pinl-h-1000
Cadb = 5.885-104
Cadm :=Cpm-Pint-h-1000
Cadm = 2.998-104 d
- , , „ , «. L, 1f,™ Cadb = Costo anual de desperfectos enCadmax := Cprnax-Prnt-h-lOOO demanda baja (US$/año)
Cadmax = 2.998* I04 _ , 0 , . , , , .Cadm = Costo anual de desperfectos endemanda media (US$/año)
Cadmax = Costo anual de desperfectos endemanda máxima (US$/año)
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Coyml :=0.0228-Carln i en ,mn de donde:Coyml = 817.493rv«rm9 -n 099» Pnr9 Coyml = Costo anual de operación yCoym2 .-0.0228-Car2 mantenimiento en 138kV
Coym2 = 1.732*10° Coym2 = Costo anua! de operación ymantenimiento en 230kV
COSTO ANUAL TOTAL
ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y DE TRANSFERENCIA 138kV
Catbl :=Carl -H Cadb -i- Coyml de donde:
Catbl = 9.552*10 Catbl = Costo anual total en demanda baja en„ i o , r* i 138kV(US$/año)
Catml := Cari -í- Cadm -H Coyml / ^ 4 . H ^ x i ± *. , j j _rJ Catml = Costo anual tota! en demanda media en
Catml = 6.665* 104 138kV (US$/año)-, , , , „ , -, , , - - Catmáxl = Costo anual total en demanda máximaCatmáxl := Cari 4- Cadmax-h Coyml „„ ^oQL,\ t\/ - \ en 13í5kV (US$/ano)
Catmáxl = 6.665-104
ESQUEMA BARRA PRINCIPAL Y DE TRANSFERENCIA 230kV
Catb2 := Car2 4- Cadb +- Co}Tn2 de donde:
Catb2 = 1.366*10 Catb2 = Costo anual total en demanda baja en230kV(US$/año)
Catm2 :=Car2+Cadm-h Ov,,^^ ^ x o ^ x I X I . P ^ j j-J Catm2 = Costo anual tota! en demanda media en
Catm2 = 1.077-103 230kV (US$/año)-. , , 0 ~ ~ „ •> . r* o Catmáx2 = Costo anua! total en demanda máximaCatmax2 :=Car2-h Cadmax-f- Co\Tn2 nn oQnu\ /i loor/ - \n ZOUKV ^uocp/anoj
Catmáx2= 1.077-10^
ANEXO 8
DEFINICIONES GENERALES
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
DEFINICIONES GENERALES
Avería.- Toda falla que produzca una interrupción total o parcial del suministro
de potencia y energía de una subestación.
Componente.-
"Es una pieza de equipo, una línea, una sección de línea, o un grupo de
elementos que son vistos como una entidad para propósitos de reportaje,
análisis y predicción de salidas de servicio. "Í1)
Contabilidad.-
"Es la probabilidad de un dispositivo o de un sistema de desempeñar su función
adecuadamente, por un período de tiempo determinado y determinadas
condiciones de operación." ®
Costo inicial.- Representa la inversión inicial que se debe realizar para llevar
a cabo la construcción del esquema seleccionado.
DDP.- Delivered Duty Paid, incluye en un sólo pago el transporte hasta las
bodegas del interesado que en este caso es TRANSELECTRIC. Este costo no
incluye impuestos.
Disyuntores.- Dispositivos destinados a interrumpir o restablecer circuitos en
condiciones normales de carga, así como en las condiciones anormales que se
presentan en el caso de cortocircuitos.
Pueden ser maniobrados a voluntad (a mano, o a distancia) o automáticamente
mediante relés.
(1) Referencia Rllp) Referencia R13, Cap.2, Pag. 25
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
Energía no suministrada (ENS).-
"Representa la cantidad de energía que la empresa de distribución pierde de
vender. Este índice tiene gran relevancia dado que se ia usa como parámetro
de decisión al evaluar alternativas."Í1)
Costo por Energía fuera de mérito: Es la diferencia entre el Costo variable de
producción de la unidad generadora que suple el déficit menos el costo
marginal presente, que debe pagar TRANSELECTRIC al MEM por concepto de
falla en sus líneas.
Horas anuales de interrupción (H).-
Tiempo anual de desconexión esperado, es la indisponibilidad total de servicio
durante un año, medido en horas. Se obtiene como la sumatoria de todos los
Hn posibles analizados.
Interrupción.-
Es la pérdida de servicio a uno o más abonados, u otros equipos; y es el
resultado de la salida de servicio de uno o más componentes, dependiendo de
la configuración del sistema. fR12)
Interruptores.- Aparatos destinados a interrumpir y a conectar circuitos en
condiciones normales de carga.
Los interruptores se diferencian de los disyuntores, o interruptores de potencia,
en que sus contactos están previstos para abrir y cerrar circuitos eléctricos con
intensidades nominales y con sobrecargas pero no están preparados para abrir
y cerrar sus contactos sobre cortocircuitos, ya que su capacidad de apertura es
menor que la de los disyuntores; por lo general, esta capacidad de ruptura es
de dos a tres veces mayor que la correspondiente a la intensidad nominal del
interruptor.
Interruptores seccionadores.- Interruptores que en posición de apertura,
responden además a las condiciones impuestas a los seccionadores.
Link: Enlaces.
co Referencia R6
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
Montante.-
Posición o Bay, es el conjunto formado por: un interruptor, seccionadores
asociados a él y todo el equipo auxiliar como: transformadores de potencial y
corriente, elementos de protección, etc., que operan en conjunto con cada
interruptor. (R10)
Número de fallas por año (Gn).-
Tasa de falla, representa la cantidad de veces que un sistema deja de
suministrar energía, por unidad de tiempo, debido a una razón específica, sea
falla, mantenimiento o reparación. Generalmente se considera como unidad de
tiempo el período de 1 año. El inverso de la tasa de falla se conoce como
tiempo promedio entre fallas.
Número probable total de fallas por año (k).-
Tasa de falla total, representa la cantidad total de veces que un sistema deja de
suministrar energía, por unidad de tiempo. Se obtiene como ia sumatoria de
todos los Gn posibles analizados.
Pilotaje: Tipo de fundación constituida por el conjunto de pilotes hincados en el
suelo para afirmar los cimientos.
Pilote: Estaca que se hinca en tierra para consolidar los cimientos.
Protección con Relés.-
"Protección con relés. La subestación emplea muchos sistemas de protección
con relés para proteger el equipo asociado con la estación, equipo que puede
ser:
a. Líneas de transmisión que salen de la estación
b. Transformadores elevadores y reductores
c. Barras de estación
d. Reactores en paralelo
e. Capacitores en paralelo y en serie
Las subestaciones que prestan servicio en sistemas de transmisión de
electricidad en circuitos clase HV (alto voltaje), EHV (extra alto voltaje) y UHV
(ultra alto voltaje) deben contar con un alto orden de confiabiíidad y seguridad,
para continuidad del servicio al sistema eléctrico. Se está dando cada vez más
importancia a sistemas altamente perfeccionados de protección con relés, que
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES 4_
deben funcionar de modo confiable a altas velocidades en líneas y estaciones,
con máxima seguridad y sin desconexiones falsas.
En la actualidad, en muchos sistemas clase EHV y UHV utilizan dos juegos de
relés de protección para líneas, barras y transformadores; en otras se utiliza un
conjunto de relés electromecánicos para protección de línea de transmisión,
con un conjunto completamente separado de relés de estado sólido,
redundante, para contar con un segundo paquete de relés de protección. El uso
de dos conjuntos de relés que operen desde transformadores separados de
potencial y corriente, permite la prueba de relés sin que haya necesidad de
retirar del servicio la línea o barra protegidas. Para aplicaciones más difíciles de
protecciones con relés, como es el caso de líneas clase EHV que utilicen
capacitores en serie en la línea, algunas compañías utilizan dos conjuntos de
relés de estado sólido para formar los sistemas de protección.
Las terminales de relevo de líneas de transmisión están ubicadas en la
subestación, y comprenden muchos tipos diferentes de esquemas de relés a
saber;
a. Subalcance directo
b. Subalcance permisible
c. Sobrealcance perm/sfble
d. Comparación direccional
e. Comparación de fase
f. Alambre piloto
Estos esquemas comprenden sistemas piloto de protección con relés,
aplicables para la protección de líneas de transmisión para grandes corrientes,
y a continuación se describen en forma breve. La protección piloto con relés es
una adaptación del principio de la protección diferencial con relés a líneas, y
funciona para la normalización a alta velocidad en líneas con falla en cualquier
punto de las mismas; incluye un piloto de alambre, que utiliza un par bifilar
entre los extremos de la línea; piloto de corriente de portadora; piloto de
microonda; piloto de fibras ópticas; y el uso de equipo de tono de audio sobre
alambre, portadora, fibras ópticas o microonda. Las líneas de transmisión
pueden tener dos o más terminales cada una con disyuntor para desconectar la
línea del resto del sistema de energía eléctrica. Todos los sistemas de
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
protección con relés descritos pueden utilizarse en líneas'de dos terminales o
multiterminales.
Barra A Interruptor automático Barra B
______ J
ds relevadores do latía en AZona de operaciónde relevadores de (alia en B
Zonas de operación de relé de falla, para el sistema piloto de protección
con relés para subalcance de desconexión de linea de transmisión.
Figura 17-11.
Los sistemas de protección con relés programan la operación automática de los
disyuntores durante las fallas del sistema eléctrico.
Esquema de falla de subalcance directo. Estos relés (Fig. 17-11) de cada
terminal de la línea protegida captan una corriente de falla que entra en la
línea. Sus zonas de operación deben traslaparse pero no sobrealcanzar
ninguna de las terminales remotas. La operación de los relés de cualquier
terminal inicia tanto la apertura del disyuntor local como la transmisión de una
señal remota y continua de desconexión, con objeto de efectuar la operación
instantánea de todos los disyuntores remotos. Por ejemplo, en la figura 17-11,
para una falla de línea cerca de la barra A, los relés en A abren (desconectan)
el disyuntor A directamente y envían una señal de transferencia de
desconexión a B. La recepción de esta señal en B abre el disyuntor B.
Esquema de subalcance permisible con disparo transferido. La operación
y equipo para este subsistema son los mismos que los del sistema de
subalcance directo, con la excepción de que cuentan además con unidades
detectoras de falla en cada terminal. Los detectores de falla deben
sobrealcanzar todas las terminales remotas; se utilizan para proporcionar más
seguridad para supervisar una desconexión remota. Por lo tanto, los relés de
falla operan como se muestra en la figura 17-11, y los detectores de falla como
se muestra en la figura 17-12. Como un ejemplo, para una falla cerca de A en
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
la figura 17-11, los relés de falla de A abren el disyuntor A directamente y
envían una señal de transferencia de desconexión a B. La recepción de esta
señal de desconexión, así como la operación de los relés detectores de falla de
B (Fig.17-12), abren el disyuntor B.
Esquema de sobrealcance permisible con disparo transferido. Los relés de
falla de cada terminal de la línea protegida captan la circulación de falla en la
línea, con sus zonas de operación que sobrealcanzan todas las terminales
remotas. Se requiere que tanto la operación de los relés de falla local, como la
señal de transferencia de desconexión de todas las terminales remotas, abran
cualquier disyuntor. Por lo tanto, en el ejemplo de la figura 17-12 para la falla
de línea cerca de A, los relés de falla en A operan y transmiten una señal de
desconexión a B. De manera similar, los relés de B operan y transmiten una
señal de desconexión a A. El disyuntor A se abre por la operación del relé de
falla A y la señal de desconexión remota de B. De forma análoga, el disyuntor B
se abre por la operación del relé de falla B y la señal de desconexión remota de
A.
Barra A -• Inlerruptor automático
r1iijii
7-fT
— (_
KFaHa (
|
^ Zona de operación ^ Zona de operaciónde relevadores da falla en A de relevadores de falla en B
Figura 17-12. Zonas de operación de relevador de falla para el sistema piloto deprotección con relevadores de linea de transmisión de sobrealcance.
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
Zona de operación derelevadores de falla en A
Zona de coef ación derelevadores de falta en 8
, Interruptor au Somático
Bari —
¡_
ra_A_ 1 \
r^ "1"Linea de transmisión 1
1 1
1 ! i_. ir ~tJ L_
Barra B1
.
f1"
'4 \ '
M 1Falla 1
|
.
'
Zona de bloqueo de relevadoresdetectores de (alta en A
Zona de bloqueo de relevadoresdetectores de falla en B
Figura 17-13. Zonas de operación de relé de falla y de bloqueo para el sistema
piloto de protección con relés de línea de transmisión de comparación
direccional.
Esquema de comparación direccional. La señal de canal en estos sistemas
(Fig. 17-13) se utiliza para bloquear la desconexión, en contraste a su uso para
iniciar la desconexión en los tres sistemas previos. Los relés de falla de cada
terminal de la sección de íinea protegida captan la corriente de falla en la línea.
Sus zonas de operación deben sobrealcanzar todas las terminales remotas. Se
requieren unidades detectoras de falla adicionales en cada terminal para iniciar
la señal de bloqueo de canal. Sus zonas de operación deben extenderse más
lejos o deben ser ajustadas en forma más sensible que los relés de falla de las
terminales lejanas. Por ejemplo, en la figura 17-12, la zona de bloqueo de B
debe extenderse más en la parte trasera del disyuntor B (a la derecha) que la
zona de operación de los relés de falla de A. De modo correspondiente, la zona
de bloqueo de A debe extenderse más en el sistema (a la izquierda) que la
zona de operación de los relés de falla de B.
Para una falla interna en la línea AB, no se transmite señal de canal (o, si se
transmite, se corta por los relés de falla) desde ninguna terminal. En esta
ausencia de cualquier señal de canal, los relés de falla de A instantáneamente
abren el disyuntor de A, y los relés de falla de B también en la misma forma
abren el disyuntor de B. Para la falla extema a la derecha de B, como se
muestra en la figura 17-12, los relés de zona de bloque de B transmiten una
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
señal de bloqueo de canal para evitar que los relés de falla de A abran el
disyuntor A. El disyuntor B no se abre porque en ia zona de operación de B no
se ve esta falla.
Esquemas de comparación de fase. Las corrientes trifásicas de cada
extremo de ia línea protegida se convierten en un voltaje monofásico
proporcional. Los ángulos de fase de los voltajes se comparan si se permite
que el semiciclo positivo del voltaje transmita un bloque de señal de media
onda sobre el canal piloto. Para fallas externas estos bloques están fuera de
fase de modo que, en forma alternada, la señal local y luego la remota
produzcan en esencia una señal continua para bloquear o evitar la
desconexión. En fallas internas las señales locales y remotas están
esencialmente en fase, de modo que no existe alrededor de un semiciclo de la
señal de canal. Esto se usa para que los relés de falla de cada terminal abran
sus respectivos disyuntores.
Salida de Servicio (Outage).-
Una salida de servicio describe el estado de un componente cuando no está
disponible para desempeñar su función específica debido a algún evento
asociado directamente con ese componente. Una salida de servicio puede o
no causar una interrupción de servicio a los consumidores, dependiendo de la
configuración del sistema.
Seccionadores.- Aparatos utilizados para abrir o cerrar un circuito cuando no
está recorrido por una corriente, y previstos especialmente para aislar, de una
red bajo tensión, una máquina, un aparato, un conjunto de aparatos o una
sección de una línea, de manera que sea posible el tocarlos sin peligro, para
los fines de conservación o de reparación. La condición fundamental es que su
ruptura sea visible. No estando preparados para cortar corrientes, la maniobra
de sus cuchillas no precisa sea rápida como se hace en los interruptores,
observándose a simple vista el movimiento de desplazamiento de las mismas.
ANEXO 8: DEFINICIONES GENERALES
Sistema.-
Un sistema es un grupo de componentes que en alguna forma se conectan
entre sí para proporcionar un camino para el flujo de potencia desde un punto o
puntos a otro punto o puntos. ÍR12)
Tiempo de reparación (r).-
Representa la acción de cambio o reparación del "elemento causante del
problema". Es el tiempo promedio que dura una falla de suministro, expresado
en horas. El inverso del tiempo de reparación se conoce como tasa de
reparación.(R6)
Tiempo total de interrupción (Hn).-
Tiempo anual de desconexión esperado, es la indisponibilidad de servicio
durante un año, medido en horas., debido a una razón específica, sea falla,
mantenimiento o reparación. Se obtiene como la multiplicación de la Tasa de
falla (Número de fallas por año) por su duración promedio.ÍR6)
ANEXO 9
CARACTERÍSTICAS/ SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN 1DELFONSO
SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO
CARACTERÍSTICAS
La subestación San Idelfonso esta provista de un esquema en anillo a nivel de
138 kV con dos salidas para la subestación Máchala, dos para la subestación
Milagro y una para la central térmica Máchala de EDC.
Condiciones del ambienteTemperatura Máxima de Diseño : 40°CTemperatura Mínima de Diseño : 7°CHumedad relativa: 100%
Condiciones del viento: 95mph, Factor de Carga 1,2516ps£, Factor de Carga 2,5
Elevación del sitio Sobre nivel del mar: Menos que 1000 pies
Condiciones sísmicas: UBC Zona 3 por UBC 97.Tipo del perfil de la tierra: Se.Factor de la importancia= 1,0
A nivel de 138 kV el esquema está compuesto de los siguientes equipos:
Cinco interruptores de 2000 A
Veinte divisores capacitivos de potencial
Cinco trampas de onda
Quince pararrayos
Cinco seccionadores tripolares motorizados con cuchillas de puesta a tierra
Quince seccionadores tripolares motorizados sin cuchillas de puesta a tierra
Cinco transformadores de corriente con tres devanados
Cinco transformadores de corriente con dos devanados
Un sistema computarizado de control, protección y medición instalado en la sala
de control.
Equipo de comunicaciones vía PLC (Power Line Carrier)
El esquema se complementa con los componentes auxiliares, grupo diesel,
transformador de servicios auxiliares, tableros de baja tensión, baterías,
cargadores, etc.
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO
DETALLES DEL PATIO DE SECCIONAMIENTO DE LA PLANTA DE EDC:
El patio de seccionamiento será aislado a 230kV, pero será inicialmente operada
a 138kV. Se localizará a lo largo de los transformadores elevadores del generador
y, al este de la planta. Cada uno de los dos transformadores será provisto de un
bobinado dual de alto voltaje (138kV/ 230kV) y se conectará a la barra de 138kV
(futuro 230kV) a través de un circuito disyuntor y dos seccionadores
desconecíadores. La única línea de transmisión de salida será conectada a la
barra de 138RV a través de un circuito disyuntor con dos seccionadores. Un
interruptor adicional será provisto para conexión a la futura sección de la barra de
la turbina a vapor.
Se considerará todo el equipo y la barra de trabajo para 230kV saívo los CVTs y
los atrapa sobretensión los cuales serán estimados para el voltaje de operación
inicial de 138kV
La barra de trabajo será de tubería de aluminio rígida.
La línea de la transmisión de salida usará torres apropiadas para llevar dos líneas,
ambas líneas se proyectan para 230kV en e! futuro, pero se instala solo una a
138kV
Para el seleccionamiento del equipo, se asumirá que la línea de salida de 138kV
está limitada a unos 20QMWo 1050 amperios.
La subestación de 138kV será trazada en una formación en anillo con 5
disyuntores y 2 circuitos en ampliación futura. La línea de la transmisión desde la
planta nueva entrará desde el norte, las líneas Milagro y Máchala entrarán y
saldrán desde el oeste.
Todo el equipo será aislado para 138kV.
La barra de trabajo será tubería de aluminio rígida.
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO
Arreglo y Distancias
El arreglo proporcionará espacio adecuado para mantenimiento del equipo y para
su remoción. El patio de seccionamiento tendrá un nivel de aislamiento básico
(BIL) de 900 kV para el equipo de 230 kV. La subestación de 138kV tendrá un BIL
de 650kV.
Espaciamientos mínimos:
Espacio (mm) 138kV
Distancia mínima entre partes vivas
metálicas y tierra: 1300
Distancia mínima entre partes vivas
metálicas de dos fases: 1600
Espacio fase-fase para interruptores
de desconexión verticales: 2600
Espaciamiento fase-fase para barra rígida: 2600
Espacio fase-fase de barra energizada: 3600
Altura mínima de conductores vivos
sobre grava: 4000
Altura mínima de conductores vivos
sobre camino: 7600
230kV
1800
2500
4000
4000
5000
4600
8200
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO
Disyuntores
Los interruptores serán de tanque muerto con clases como las siguientes:
Voltaje
nominal
kV rms
230
138
Voltaje
máximo
kV rms
242
145
SIL
kV
900
650
Corriente
continua
A rms
1200
2000
Corriente de
interrupción
kA pico
40
40
Tiempo de
interrupción
Ciclos
3
3
Usada para
Patio de
seccionamiento
Subestación
Seccionadores
Los seccionadores con características como las siguientes:
Voltaje
nominal
kV rms
230
138
Voltaje
máximo
kV rms
242
145
BIL
kV
900
650
Corriente
continua
A rms
1200
2000
Corriente
momentánea
kApico
100
100
Usada para
Patío de
seccionamiento
Subestación
Transformadores para instrumentos
Los transformadores de corriente serán provistos con los disyuntores. Serán tipo
bushing, multi relación cuyas características son:
Voltaje
nominal
kV rms
230
138
Voltaje
máximo
kV rms
242
145
BIL
kV
900
650
Corriente
primaria A
1200
2000
Corriente
secundaria A
5
5
Usada para
Patio de
seccionamiento
Subestación
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN 1DELFONSO
Precisión en medición: 0.2 B 0.1 a 2.0
Precisión en protección: C400
Los transformadores de corriente se montarán en los bushings de los disyuntores;
cuatro por fase para protección y uno por fase para medición.
Los transformadores de voltaje capacitivos serán provistos para protección y
medición, con características como las siguientes:
Voltaje nominal (L-L)
BIL
Frecuencia
Número de bobinados
secundarios
Secundario
Relación del transformador
Precisión de protección
Precisión en medición
138kV
650kV
60 Hz
2
11 5/66.47 V
700-1200:1
230kV
900kV
60 Hz
2
1 15/66. 47 V
1200-2000:1
1.2enlosburdensW,X,Y,Z
0.2enlosburdensW,X,Y,Z
Aisladores
Los aisladores resistirán el peso, cortocircuitos y fuerzas, con un factor de
seguridad de 2.5. Los aisladores tendrán una distancia de 25 mm por cada kV
entre línea y línea.
Los aisladores tendrán un BIL de 650 kV para 138kV y 900kV para 230kV.
Descargadores de sobretensiones o pararrayos
Serán del tipo oxido de zinc con las características que siguen:
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO
Voltaje
nominal
kVL-L
230
138
Voltaje
máximo
kVL-L
242
145
Voltaje
máximo
kVL-Tierra
140
83.8
MCOV Voltaje
continuo
kV L-Tierra
152
98
Rango de la
trampa kV
L-Tierra
120
192
Los pararrayos en e! transformador elevador de alto voltaje en el generador
principal serán provistas con los transformadores.
Estructuras
Las estructuras serán de acero galvanizado.
Casa de control
Ambos, el patio de de seccionamlento y el punto tap de la subestación serán
provistas con una casa de control para los tableros de protección, control,
medición, comunicación, Baterías y cargadores, y una fuente de distribución ac/dc.
Tierra
Una malla de tierra con varillas de cobre 4/0 será provista para el patio de
seccionamiento y el tap point de la subestación para mantener los potenciales de
paso y toque en niveles aceptables. Todo el equipo eléctrico y estructuras
metálicas será conectado a la malla de tierra,
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN [DELFONSO
Patio de seccionamiento y Subestación de 138kV
Datos del sistema
Características de corto circuito del sistema:Corto circuito del sistema disponible:
Trifásico:Monofásica a tierra:
Voltios del sistema:Operación normal:Sistema BEL
Frecuencia del sistema:Operación normal
Datos de diseño de la malla de tierra:Flujo de la corriente máxima en tierraaportada por una falla del sistema de tierra :
S¿Edel38kV5206A5052A
60 Hz
100%
Patio de Secc.5403A6426A
138kV 138kV (futuro 230kV)650kV 650kV (futuro 900kV)
60
100%
ANEXO 9: CARACTERÍSTICAS / SUBESTACIÓN SAN IDELFONSO
Ubicación Geográfica de la Subestación San Idelfonso en el S.N.T.
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PRESIDENCIA EJECUTIVA
ACTAN°3
5) El consultor explicó que las protecciones digitales disponibles en la actualidad permiten resolver losproblemas de sensibilidad y calibración de forma satisfactoria. También indicó que en el transcurso deldesarrollo e implementación del proyecto habría un intercambio de inform aciones y transferencia detecnología al personal de TRANSELECTRIC que le permitiría absorber y aplicar esta filosofía de lasprotecciones sin mayores riesgos ya que TRANSELECTRIC utiliza estos equipos corrientemente en susistema.
6) TRANSELECTRIC indicó que de aplicarse el sistema de barras en anillo los TCs estarían montados en losbushings de los dis}ointores y que estos serian del tipo "dead tank" diferentes de los dis)'untores decolumna ahora utilizados. Sin embargo refirmó su preferencia para que el mecanismo de accionamientofuera del tipo mecánico a resorte en lugar de aire comprimido como oportunamente fue indicado en laanterior reunión.
7) Con relación, a la aplicación de "kioscos" externos al lado de cada disyuntor para el alojamientode las protecciones TRANSELECTRIC indicó todavía su preferencia por este sistema en lugardel sistema usual de cableado que corrientemente utiliza el consultor alojando todos los panelesde protección en la sala de control. Sin embargo, se acordó que este tema no sería impedimentoy no crearía conflicto alguno en la adopción de uno u otro sistema de barras para la subestación,ya que el consultor podría adoptar el estándar de TRANSELECTRIC sin problemas.
8) Con relación al área necesaria para alojar la subestación de 138 kV y el futuro patio de 230 kVse concordó que la misma seria idéntica tanto para el sistema de doble barras como para elsistema de barra en anillo.
9) Luego de recapitularse las ventajas y desventajas de los dos sistemas de barra propuestosTRANSELECTRIC vio con beneplácito la oportunidad de efectuar la aplicación de un nuevo sistema debarras para la subestación, de 138 kV de San Idelfonso. De esta manera TRANSELECTRIC aprobó larecomendación del consultor de adoptar el esquema de barras en anillo para esta subestación por suscaracterísticas de alta confiabilidad y menor costo.
10) La reunión fiíe cerrada con la solicitación de TRANSELECTRIC para que el diagrama unificar detalladoy disposición general de la nueva subestación fuera elaborado y copias enviadas a la brevedad posible.
En prueba de conformidad se íírrna esta Acta por:Ing. José Altzuniraao F, Jng. Richard Capebart
TRANSELECT&C S.A. . :. . EDC
Ing, Arrugia Beloff
WASHINGTON
ANEXO 10
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l de
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ogra
mac
ión.
ANEXO 11
VALIDACIÓN DEL PROGRAMA
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA 1
Para efectuar la validación del programa realizado, es necesario comparar sus resultados
con otros obtenidos en estudios anteriores, para ello se toma como base de comparación
el estudio realizado por la consultora INELIN para la Subestación Selva Alegre.
Está subestación posee 3 líneas de entrada, 2 posiciones de transformación y una línea
de salida, al nuestro programa tener la limitación de estar diseñada únicamente para
subestaciones de seccionamiento o de transformación, se considera como datos del
programa los siguientes:
Número Líneas de Transmisión = 3
Número Posiciones de Transformación = 3, esto con la finalidad de incluir todas las
posiciones y no afectar en el cálculo de los índices de confíabilidad.
DATOS PROPORCIONADOS POR EL PROGRAMA:
SUBESTACIÓN SELVAALEGRE .
Potencia (MWJ
Nivel de Voltaje (kV)
Numero Líneas de Transnv
Numero Posiciones deTr«
Escenario de
138
sión 3 :
jnsformación 3 anua,
cono micos Considerados — -
Demanda j hEDIA
ños) | 30 !
peración | 7^Z l
RESULTADOS POR ESQUEMA ,
PARÁMETROSTECHICO-ECOWOMICOS
Costo Iniciali mués US$
| Costo anual do1 recuperación
mltesUSS
Costo de] desperfectos
miles ÜS$/año
ii Costo anual totalí mitos USí
i K averías/año
iH horas
interrurnpidas/añD
ANILLO
420.97
35.64
1 0.1
46.58
0.2997
1 .5586
DOBLE BARRA CON UNSOLO DISYUNTOR Y
BVPASS
693.65
58.73
3.72 ;
] 63.79
| 0.443 :
| 0.5733
BARRA PRINCIPAL YTRAHSFCREHCIA
588.49
49.83
,19.02
. . . i , . ' i"*-*-"" ; — —^ ""~-
69.99 ( r~»«« — i
: i [jpSBfll| 0.4528 : t ' Lñai E-
~p—\||\tey
29354 , ; ^tíP^"
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA
DATOS PRESENTADOS EN EL IKFORME TÉCNICO DEL ESTUDIO:
ESQUEMA EN ANILLO
2. CONFIABILIQAD, COSTO TOTAL ANUAL '
2 .1 Fa l l a a n i l l o :
Gl = 0,02 x 1/3* = 0,0067 fa l l a s /añoHl = 0,0067 x 120 - 0,804 horas/año
2.2 Fa l l a barra t ransferenc ia :
No se produce
2.3 Falla en un disyuntor:' . I
G3 = 0,07 x 6x1/3 = 0;21H3 - 0,21 x 0,5 = 0,105
2.4 Fal las s imul táneas :
a. Fa l l a en un disyuntor mient ras otro está en man ten imien to :
G4 = 0,0004 x6 x 5 = 0,012H4 = 0,012 x 48 + 0,5 x 0,012 * 0,582
b. Falla en un disyuntor mientras otro se repara:
G41 = 0 , 0 0 0 2 x 5 = 0,001H4' = 0,001 x 360 + 0,5 x 0,001 = 0,3605
G4T = 0,013
H4T = 0,9425
Se considera que la s a l i da de un circuito representa 1/3 de l a potenc.ia total de la SE para dis t inguir de la pérdida de la mitad de cir-cuitos en que se toma 1/2 y para considerar que al perder un transfor_mador la interconexión se mantiene.
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA
2-5 Fal la simultánea en an i l lo :
G5 = 0,0003 x 6 x 1/3 = 0,0006
H5 * 0,0006 X 120 = 03072
2.6 Horas anuales de Interrupción:
H = 1,9235K = 0,2303
2.7 Grado de f u n c i o n a l i d a d : ( c o n f l a b i l i d a d )
R = 1/H = 0,5199 año /hora In t e r rumpida
2.8 Costo a n u a l de desperfectos (ÜSS) ( C d a )
H = 1,921- horas/añoK = 0,2303 fallas/año
Cp = US? 200/MW
P =240 MW
Ce = USS 63/MWh
Cda= K. Cp. P + Ce. P. H
Cda « 0,2303 x 200 x 240 + 63 x 240 x 1,9235 = 40.138
2.9 Costo total anual (Cda + Costo anual rec. Cap)
(US$ 1.000)
8,5% 318,35
12 % 411,19
16 % 516,09
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA 4_
DOBLE BARRACÓN UN SOLO DISYUNTOR Y BYPASS
CONFIABILIDAD, COSTO TOTAL ANUAL
2.1 Falla en barra principal;
Gl = 0,02 x 1/2 = 0,01 fallas/año
Hl = 0,01 x 0,5 = 0,005 horas/año
2.2 Falla en barra de transferencia:
a. Está en mantenimiento una posición:
G2 = 0,0196 x 1 x 48/8760 x 6 x 1/3 = 0,000215
H2 = 0,000215 x 43 = 0,0103
b. Está en reparación una posición:
G21 - 0,0004 x 1 x 360/8750 x 6 x 1/3 = 0,0000328
H21 = 0,0000328 x 120 * 0,00395
G2T « 0,000248
H2.f = 0,01425
2.3 Falla en una posición:
G3 = 0,07 x 6 = 0,42
H3 = 0,42 x 0,5 = 0,21
2.4 Fallas simultáneas:
a. Falla en una posición mientras otra está en man-
tenimiento:
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA
G4 = 0,0004 x 6 x 5 = 0,012H4 = 0,012 x 48 x 1/3 + 0,5 x 0,012 = 0,198
b. Fa l l a en una posic ión mientras otra está en reparación
G41- = 0,0002 x 5 = 0,001H4' = 0,001 x 360 x 1/3 + 0,5 x 05001 = 0,1205
G4y = 0,013
H4T = O,3185 -
2.5 Falla simultánea en barras
G5 = 0,0003 x 2 x 1/2 = 0,0003
H5 = 0,0003 x 120 = 0,036
2.6 Horas anual es de interrupción
H = 0,5838
K = 0,4435
2.7 Grado funcionalidad (confiabilidad)
R = 1/H = 1,713 años/hora interrupción
2.8 Costo anual desperfectos (US$)
Cda = 0,4435 x 200 x 240 + 63 x 240 x 0,5838 = 30.115
2.9 Costo anual (US$ 1.000}
Cda + costo anual rec, cap.
8,5% 339,29
12 % 443,52
16 % 561,88
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA
BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA
CONFIABILIDAD, COSTO TOTAL ANUAL -
2.1 Falla en barra principal:
Gl = 0,02 x 1 = 0,02 fallas/año
MI = 0,02 x 120 = 2,4 horas/año (pierde toda la potencia;
2.2 Falla en barra de transferencia:
a. Está en mantenimiento una posición:
G2 = 0,0196 x 1 x 48/8760 x 6 x 1/3 = 0,000215
H2 *= 0,000215 x 48 - 0,0103
b. Está en reparación una posición:
G21 = 0,0004 x 1 x 360/8760 x 6 x 1/3 = 0,0000328
H21 = 0,0000328 x 120 = 0,00395
G2T = 0,000243
H2T = 0,01425
2.3 Falla en una posición:
G3 = 0,07 x 6 = 0,42
H3.= 0,42 x 0,5 - 0,21
2.4 Fallas simultáneas:
a. Falla en una posición mientras otra está en man-
tenimiento:
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA
G4 = 0,0004 X 6 x 5 = 0,012
H4 = 0,012 x 48 x 1/3 + 0,5 x 0,012 = 0,193
b. F a l l a en una posic ión mient ras otra está en reparación
G4 1 = 0,0002 x 5 = 0,0010
H 4 1 = 0,001 x 360 x 1/3 + 0,5 x 0,001 = 0,1205
G4T = 0,013
H4T = 0,3185
2.5 Fa l l a s i m u l t á n e a en barras:
No se produce.
2.6 Horas a n u a l e s de in te r rupc ión
H = 2,9428K = 0,4532
2.7 Grado de funcionalidad (confiabi1idad)
R = 1/H = 1/2,9428 = 0,3398 años/hora interrup.
2.8 Costo anual de desperfectos (Cda) (US$)
Cda = 0,4532 x 200 x 240 + 63 x 240 x 2,9428 = 66.249
2.9 Costo total anual
Cda + costo-anual rec. cap, (USS 1.000)
8,5% 363,85
12 % 464,14
16 % 578,02
ANEXO 11: VALIDACIÓN DEL PROGRAMA 8_
Como se puede observar los datos proporcionados por el programa, en lo que se
refiere a índices de contabilidad, no difieren mayormente de los obtenidos por
esta consultora.
La diferencia entre los resultados se debe principalmente a los diferentes criterios
en el análisis, reflejo de las relaciones de pérdida de potencia.
Al ser este un programa computacional tiene la ventaja de realizar las
operaciones matemáticas con mucha precisión, por lo que esta puede ser una de
la razones de la diferencia.
Cabe aclarar que no se puede comparar datos de costos puesto que este estudio
se lo realizó hace varios años.
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