Cap II Se Trinitaria

Estudio de Impacto Ambiental Definitivo Ex-post de la Subestación Eléctrica Trinitaria

II - 1

CAPITULO II DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES DE LA SUBESTACIÓN

ELÉCTRICA TRINITARIA

1. JUSTIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN

CELEC EP–TRANSELECTRIC es la responsable de la operación y mantenimiento del

Sistema Nacional de Transmisión (SNT), según la regulación 002/06 del CONELEC a

través de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico.

El sistema de transmisión de energía eléctrica, permite a la empresa de distribución

CNEL (consumidores) recibir energía de los centros de generación, permitiendo el acceso

a la energía eléctrica en todo el país.

Las subestaciones de CELEC EP–TRANSELECTRIC que forman parte del Sistema

Nacional de Transmisión y operan a diferentes niveles de voltaje, en condiciones que

minimicen las pérdidas de energía para que se cumplan los objetivos del sistema

eléctrico (generadores y consumidores).

El Sistema Nacional de Transmisión (SNT) se encuentra conformado por un anillo a 230

KV, con una configuración doble barra, un sistema radial a 138 kV y 69 kV con una

configuración de barra principal y transferencia, y barra simple, respectivamente.

Las subestaciones que cierran el anillo brindan una mayor confiabilidad, debido a la

posibilidad de agrupar circuitos en función de requerimientos de operación y

mantenimiento con el mínimo de suspensión de servicio, uniendo la generación del país

con los grandes centros de consumo.

Las Unidades de Transmisión (UT), son unidades de trabajo responsables de los activos

del SNT cuyo objetivo es mantener disponibles y confiables los mismos, superando las

exigencias regulatorias del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista).

Cada unidad de transmisión, tiene un número determinado de subestaciones, para

brindar mantenimiento a través de compañías contratistas y beneficiarias del contrato de

mantenimiento de subestaciones.

CELEC EP–TRANSELECTRIC conforme el Plan de Expansión aprobado por el

CONELEC es la responsable de las instalaciones y equipamiento de las subestaciones

del SNT, existentes y las que se incorporen como resultado de expansiones futuras.


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2. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN TRINITARIA

2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES

La Subestación Trinitaria fue construida para satisfacer la demanda creciente de energía

eléctrica en la Ciudad de Guayaquil, del Cantón Guayaquil de la Provincia del Guayas y

mejorar las condiciones de entrega del servicio.

Esta subestación recibe energía de la línea de transmisión Pascuales – Trinitaria a 230

kV, cuya capacidad de transformación es a 230 / 138 / 69 kV (Foto DI - 01 a DI – 05).

La Subestación Trinitaria está compuesta por: un patio de 138 kV con seccionamiento y

con seccionamiento de puesta a tierra, y fusibles de poder o interruptor; un patio de 69 kV

con seccionamiento y con seccionamiento de puesta a tierra, y fusibles de poder o

interruptor.

Las dimensiones aproximadas de la Subestación Trinitaria son 180 x 110 m, la misma que

se encuentra ubicada en el Sector Fertisa de la Parroquia Urbana Ximena de la Ciudad de

Guayaquil

2.2 CARACTERÍSTICAS DE EQUIPAMIENTO

Una Subestación Eléctrica es una instalación industrial, empleada para la transformación

del voltaje y corriente a niveles que se requieran. Está conformado por equipos de

conexión y protección, conductores, barras, transformadores (Foto DI - 03) y equipos

auxiliares (Plano de Equipos en Instalaciones, en Anexos), cuya función es permitir e

interrumpir la transmisión de energía eléctrica. Se ubican cerca de las centrales de

generación para elevar el voltaje y transmitir energía por las líneas de transmisión, y en

las cercanías de las poblaciones y grandes consumidores, donde se requiere disminuir el

voltaje.

Las subestaciones tienen dos elementos fundamentales: patio de maniobras (Foto DI -

01) y posiciones, los cuales se describen a continuación:

a) Patio de maniobras

Denominado así, el espacio físico donde se encuentran los elementos de transformación,

corte y seccionamiento a niveles de voltaje específicos.


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b) Posición de una Subestación eléctrica

Denominada también como bahía o tramo y forma parte de un patio de maniobras. Está

constituido por equipos de control, protección y medición necesarios para la maniobra de

un circuito eléctrico, salvaguardar los mismos, control y monitoreo de los parámetros

eléctricos y parámetros de calidad.

De acuerdo a la función que cumplen, las bahías pueden clasificarse en:

Bahía de Generación

Bahía de Transformación

Bahía de Salida de línea

Bahía de Acoplamiento y/o seccionamiento de barra

Bahía de Transferencia

La configuración predominante en subestaciones de 230 KV, es doble barra y un

disyuntor; en cambio, en 138 KV, predomina el esquema de barra principal y

transferencia, con algunas excepciones, donde existe doble barra y un disyuntor. El

equipamiento de las subestación Trinitaria es del tipo compacto en SF6.

2.2.1 Equipamiento de la Subestación Trinitaria

Los principales equipos que posee la Subestación Trinitaria son:

Un patio de Maniobras con barra una barra a 230 kV.

Una línea de Transmisión a doble terna a 230 kV proveniente de la Subestación

Pascuales.

Un banco de 3 Autotransformadores monofásicos, ATT, con un total de 225 MVA,

con relación de transformación 230 / 138 – 13.8 kV.

Un patio de Maniobras con barra de transferencia y principal a 138 kV.

Tres líneas de Transmisión a 138 kV, desde la Central Témica Trinitaria, Victoria

II y Salitral.

Un banco de autotransformadores monofásicos, ATQ, con un total de 90 MVA, y

un autotransformador monofásico de reserva de 50 MVA, con relación de

transformación 138 / 69 – 13.8 kV.

Un patio de Maniobras con barra de transferencia y principal a 69 kV.

Tres líneas de Subtransmisión a 69 kV, hacia las subestaciones: Padre Canales,

La Pradera, La Universal y Guasmo


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2.3 CARACTERÍSTICAS OPERACIONALES

Los agentes del Mercado Eléctrico que intervienen en el Sistema Nacional de

Transmisión, específicamente en las subestaciones son los siguientes:

Empresas concesionarias de distribución, las cuales se conforman como sociedades

anónimas, para satisfacer toda la demanda de servicios de electricidad que estén

dentro de los términos de su contrato de concesión. Está obligada a permitir el libre

acceso de terceros.

Empresas concesionarias de generación, constituidas en sociedades anónimas, las

mismas que asumen los riesgos comerciales inherentes a su propia explotación, bajo

principios de libre competencia, eficiencia y transparencia.

Grandes consumidores, los cuales tienen posibilidades de libre generación; deben

registrar una demanda máxima igual o mayor a 650 kW, un consumo mínimo de

energía anual de 4,500 MWh y poseer un solo punto de medición instalado al lado

primario del sistema de transformación.

En la Tabla siguiente se presenta las distribuidoras y generadoras que mantienen

relación con la Subestación Trinitaria:

Tabla DI – 01 Generación y Distribución relacionada con la Subestación

Trinitaria

Nivel

voltaje

( KV)

Agente Alimentadores Tipo Esquema de barras

230 TERMOGUAYAS TERMOGUAYAS 180 MW GENER. BARRA SIMPLE

138 ELECTROGUAYAS C.T. TRINITARIA 133 MW

GENER. DOBLE BARRA CON

ACOPLADOR INTERVISA TRADE BARCAZA VICTORIA II 105 MW

69

CATEG GUASMO DISTRIB.

DOBLE BARRA CON

ACOPLADOR

ULYSSEAS INC. POWER BARGE I (30 MW) GENER.

CATEG PRADERA

PADRE CANALS DISTRIB.

Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2010

Elaboración: ESINGECO, 2010


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2.3.1 Operación y Mantenimiento de la Subestación

El desempeño de las funciones de los elementos activos debe ser controlado y analizado,

de acuerdo a las necesidades operativas, que se presentan en el sistema.

Estas necesidades tienen como objetivo final abastecer a la carga con un servicio de

calidad.

Sin duda alguna, la demanda no es constante en el tiempo, lo que representa cambios en

la forma de trabajo de los equipos en el tiempo, siendo la vida útil del equipo un

parámetro continuo del análisis.

Los parámetros de operación y manteniendo a considerar son:

capacidad máxima de operación,

número de fallas en cada nivel de voltaje,

fallas por presencia de fenómenos atmosféricos,

confiabilidad e indisponibilidad y,

tiempo de mantenimiento.

a) Capacidad Máxima Promedio de Operación Anual

Es el trabajo máximo de operación promedio de los transformadores de potencia de la

subestación por año.

Tabla DI – 02 Rangos de Capacidad de operación

Rango Capacidad de Operación (CO)

menor a 50% bajo

entre 50 % y 80 % normal

> 80 % y 100 % alto

Fuente: CONELEC

En la Tabla siguiente se presentan los valores promedios calculados para la Subestación

Trinitaria.


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Tabla DI – 03 Capacidad máxima de operación anual

Subestación Transfor-

mador

Capacidad

(MVA)

Promedio

Anual

(MVA)

% Máximo

Trabajo

TRAFO/Anual

Capacidad

de

Operación

(MVA)

% de

Operación

Capacidad

Operación

(CO)

Trinitaria ATT 225 130,3 57,9

257,6 68,7 NORMAL ATQ 150 127,4 84,9

Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2004-2009 (período de análisis)


b) Rangos de porcentajes de falla

Es importante señalar que el mayor número de fallas suceden a 69 kV los mismos que

son originados en su mayoría por agentes del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista)

aunque no son responsabilidad del transmisor; los equipos de protección de las

Subestaciones del SNT se disparan y los interruptores actúan.

Tabla DI – 04 Rangos de Porcentaje de Falla

RANGO PORCENTAJE DE FALLA

Menor a 4 % Bajo

Entre 4 y 8 % Medio

Entre 8 y 10 % Alto

Mayor a 10 % Crítico

Fuente: CONELEC

Tabla DI – 05 Porcentaje de Falla de la Subestación Trinitaria



c) Fallas por presencia de fenómenos atmosféricos

La caída de rayos en una determinada zona y específicamente en elementos o equipos

de la Subestación, hacen que los sistemas de protección actúen, aislando el circuito del

sistema.

Numero de operaciones promedio por

fallas anual

Porcentaje (%) de operaciones promedio

por fallas anual

% falla a 69, 138

y 230 kV

69 kV 138 kV 230 kV 69 kV 138 kV 230 kV BAJO

8 2 1 3.5 2.1 1.8


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De acuerdo a datos extraídos de CELEC EP–TRANSELECTRIC, la Tabla muestra el

número promedio anual de fallas atmosféricas y el porcentaje de estas fallas, para la

Subestación Trinitaria.

Tabla DI – 06 Porcentaje de Falla de la Subestación Trinitaria

PROMEDIO ANUAL DE FALLAS

ATMOSFERICAS (# DE FALLAS)

PORCENTAJE DE FALLAS

ATMOSFERICAS RANGO

0 0 BAJO



d) Confiabilidad y Disponibilidad

Un equipo o sistema, debe estar en capacidad de cumplir con su funcionamiento óptimo

en operación o reserva. Si está en operación, la disponibilidad se verá reflejada en la

confiabilidad del sistema para realizar adecuadamente su trabajo, representado en el

número de horas de falla en un tiempo operativo determinado. No obstante, si el equipo

no está funcionando, su capacidad inherente de desempeñar correctamente su función

cuando lo requieran asociado al tiempo de reparación o mantenimiento, estará

representada a través de la mantenibilidad.

La confiabilidad de la Subestación Trinitaria, de acuerdo a cálculos realizados por

TRASNSELECTRIC, se la puede ver en la tabla siguiente:

Tabla DI – 07 Confiabilidad de la Subestación Trinitaria

% DE CONFIABILIDAD RANGO DE CONFIABILIDAD

99.9915 ALTO

Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2006


e) Disponibilidad en Mantenimiento (Tiempo de mantenimiento)

Para cálculos de la disponibilidad del mantenimiento se considera los tiempos y equipos

de las subestaciones, que no han permitido cumplir con los índices de calidad del

transporte de potencia y del servicio de transmisión.

Según el (Plan anual de mantenimiento del SNT), cada subestación del SNT entra en

mantenimiento en una fecha específica y por un tiempo determinado.


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Tabla DI – 08 Disponibilidad de Mantenimiento de la Subestación Trinitaria

DISPONIBILIDAD DE MANTENIMIENTO ANUAL (2006)

FALLAS MANTENIMIENTO

99,98 99,94



2.4 MANTENIMIENTO DE LA SUBESTACIÓN

El cumplimiento de las normativas de calidad, y la preservación de cada uno de los

equipos que involucran la transformación y transporte de la energía eléctrica están

íntimamente relacionados con la:

Capacidad de trabajo de los transformadores y autotransformadores

Potencia de transmisión en las líneas

Balance de energía

Nivel de voltaje en las barras

2.4.1 Mantenimiento eléctrico programado

CELEC EP–TRANSELECTRIC, tiene desarrollado un “Programa de Mantenimiento de

Subestaciones Electricas”, de la Zona Operativa Sur, entre las que consta la subestación

Trinitaria.

En este programa, se detallan las actividades de mantenimiento rutinario y preventivo, en

los diferentes componentes de cada subestación.

Este plan esta ajustado para un período de cinco años (plan de mantenimiento

quinquenal)

a) Mantenimiento Rutinario

El “mantenimiento día a día” o rutinario se lo realiza de acuerdo con las rutinas aprobadas

por la Gerencia de Operación y Mantenimiento (GOM) en:

Equipo primario de las bahías en servicio

-Limpieza de elementos y reajuste del conexionado

-Limpieza, reajuste y lubricación del conexionado de puesta a tierra

-corrección de óxido en pintura

Instalaciones en operación de Servicios Generales (SSAA)


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-Para SSAA se incluye las pruebas de transferencia

Transformadores de Potencia en servicio

Para los transformadores de potencia se incluye:

-El reemplazo de sílica gel

-Pruebas de operación en modo manual del sistema de enfriamiento

-Pruebas de operación en modo manual del sistema de purificación de aceite de los

transformadores de corriente de sobre carga (OLTC)

Se lo realizará semestralmente (dos veces al año)

b) Mantenimiento Preventivo

El “mantenimiento preventivo programado” se lo realiza de acuerdo con el programa de

restricciones anual aprobado por el CENACE, en:

Equipo primario de las bahías desenergizadas

-Limpieza de aislación

-Reajuste de conexionado primario

-Reemplazo de pernos y/o terminales del conexionado primario

-Reemplazo de conductores aéreos deteriorados

-Pruebas de operación eléctrica local y remota

-Verificación y/o calibración de seccionadores

Instalaciones fuera de operación de Servicios Generales (SSAA)

-Todas las actividades descritas

Transformadores de Potencia desenergizados

Para los transformadores de potencia se incluye:

-Pruebas de operación de las protecciones mecánicas

-Pruebas de actuación del relé 86T (protección de sobrecorriente a través del relé de

disparo y bloqueo 86T)

-Pruebas de operación del sistema de enfriamiento en modo automático (desde

termómetros)

-Pruebas de operación manual de cambiador de tomas bajo carga

El Mantenimiento Preventivo se lo realizará anualmente

2.4.2 Pruebas e Inspecciones

a) Pruebas eléctricas en equipos de Servicios Auxiliares (Nivel de tensión 13.8

KV)

Transformadores de SSAA:

-Medición de resistencia de aislamiento

-Medición de resistencia de devanados


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-Medición de relación de transformación

-Medición de rigidez dieléctrica del aceite

Grupo Electrógeno (Generadores de emergencia)



Banco de baterías

-Prueba de descarga del banco)

Transferencia de servicios auxiliares:

-Verificación y/o calibración de parámetros de la transferencia (tiempos, magnitudes

eléctricas, etc.)

Se lo realizará bianualmente (cada dos años)

b) Pruebas eléctricas de transformadores de potencia

Transformadores de Potencia:




-Medición de factor de disipación y capacitancia

-Medición de corriente de excitación

-Medición de capacitancia de bushings

-Medición de respuesta de frecuencia

-Pruebas de operación de protecciones mecánicas y operación de relé 86T

-Pruebas de operación de medidores de temperatura

Ejecución cada tres años

c) Pruebas eléctricas de equipo primario

Interruptores:


-Medición de resistencia de contactos

-Medición de tiempo de apertura y cierre

Seccionadores:


-Medición de resistencia de contactos

Pararrayos:


-Medición de factor de potencia

Transformadores de Corriente:




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-Medición de resistencia de devanados secundarios

-Medición de relación de transformación y curva de saturación

Divisores Capacitivos de Potencial y Transformadores de Potencial:




Ejecución cada tres años

d) Toma de muestras de aceite en Transformadores de Potencia y

Reactores

Toma de muestra de aceite por válvula inferior de cuba o tanque principal

Toma de muestra de aceite del cambiador de tomas bajo carga

Ejecución anual

e) Inspección Termográfica de Suestaciones

Inspección de todo el conexionado primario de las subestaciones eléctricas.

Determinación de “puntos calientes”

Realización semestral

f) Cambio de aceite dieléctrico- Mantenimiento mayor a 69 KV

Reemplazo de aceite dieléctrico

Limpieza, revisión y reajuste de contactos principales del interruptor

Pruebas eléctricas de medición de resistencia de aislamiento

Medición de resistencia de contactos

Medición de tiempo de apertura y cierre

Reemplazo de empaquetadura

Ejecución cada dos años

g) Cambio de aceite dieléctrico- Mantenimiento mayor a 13.8 KV

Reemplazo de aceite dieléctrico

Limpieza, revisión y reajuste de contactos principales del interruptor

Pruebas eléctricas de medición de resistencia de aislamiento

Medición de resistencia de contactos

Medición de tiempo de apertura y cierre



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Ejecución anual

h) Mantenimiento mayor de compresores de aire del Sistema Neumático

de Interruptores de Potencia

Revisión y/o reemplazo de banda

Limpieza de carter

Reemplazo de aceite lubricante

Revisión de estado de válvulas de admisión y descarga


Revisión del estado de válvula de seguridad

Revisión del estado y limpieza de válvula check

Registro de tiempo de llenado de tanque de almacenamiento de aire comprimido y

verificación de ajuste de microswitches


i) Mantenimiento de Sistemas de Protección – Control - Medición (PCM)

Verificación de correcta operación y/o reemplazo de equipos de medición local en

tableros dúplex

Pruebas de operación de relés de protección (excepto el relé 50BF o esquema

diferencial de barras)

Pruebas END to END (verificar periodicidad dependiendo del tipo de esquema de

teleprotección existente)



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3. FASES DE LA SUBESTACIÓN TRINITARIA

Para la Subestación Trinitaria ya construida y en operación se han identificado dos fases

generales: Operación y Mantenimiento, y Retiro.

1. Fase de Operación y Mantenimiento: Contempla las actividades de energización,

reconocimiento visual en el campo de los diferentes componentes de la subestación,

limpieza y reparaciones, mantenimiento de las estructuras, mantenimiento de la vía

de acceso y vigilancia sobre el entorno.

2. Fase de Retiro: Contempla las actividades de retiro del campo de parte o de todos los

elementos, que conforman la subestación una vez que la misma esté fuera de servicio

en forma parcial o total, ya sea por causa natural o porque ha terminado su vida útil.


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4. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA SUBESTACIÓN TRINITARIA

La Subestación Trinitaria opera en una superficie de 19,080 m2, en las coordenadas

aproximadas UTM 621,182 E / 9’751,191 N (WGS 84) (Imagen Satelital con Uso del

Suelo, en Anexos). La Subestación Trinitaria está ubicada en un barrio porpular de la

Ciudad de Guayaquil, en el Sector Fertisa de la Parroquia Urbana Ximena; y se localiza a

50 m del Estero del Muerto que es un ramal del Estero Salado. Se encuentra a

aproximadamente 7 Km en línea recta al suroccidente de la Rotonda en el Malecón de la

Ciudad y aproximadamente 3 Km en línea recta al noroccidente de Puerto Nuevo

Marítimo de la Ciudad de Guayaquil.

La subestación tiene las siguientes particularidades:

La Subestación Trinitaria se ubica en un sitio geológicamente estable.

Para la accesibilidad al sitio existen vías de acceso.

La Subestación Eléctrica está cercana a centros poblados


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5. ASPECTOS OPERATIVOS

La descripción de los aspectos operativos, toma como base la información técnica que

TRANSELECTRIC, proporcionó a ESINGECO, en abril de 2000, para el Estudio de

Impacto Ambiental Preliminar de la Línea de Transmisión Milagro – Machala

(ESINGECO, 2000), y que se ha actualizado conforme las características propias del

proyecto y de su entorno.

5.1 FASE DE ESTUDIOS

Esta fase del proyecto se concluyó previa a la construcción de la subestación, y lo único no

contemplado para esa época fue la realización del Estudio de Impacto Ambiental.

a) Estudio de Impacto Ambiental

De acuerdo a la legislación nacional vigente se prevé realizar el Estudio de Impacto

Ambiental Ex-post a nivel definitivo, en el cual se identificarán las condiciones

ambientales actuales dentro del área de influencia directa e indirecta de las instalaciones,

se realizará una identificación de impactos ambientales presentes y los que puedan surgir

por las diferentes fases y se determinará las medidas de prevención, mitigación y control,

dentro de un manejo ambiental sustentable.

5.2 FASE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Adicionalmente a las actividades de operación y mantenimiento encaminadas al

adecuado servicio eléctrico se deben considerar las siguientes, que están relacionadas

con un adecuado manejo ambiental.

a) Operación

Las siguientes actividades de inspección se toman en cuenta y se aplican durante la

operación de la subestación.

En la franja de servidumbre y en los lugares donde se ubica la subestación:

El tipo de vegetación a desbrozar cercana a las subestación.

El estado de cunetas de drenaje cercanos a las instalaciones.

El estado de la vía de acceso a la subestación.


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El estado del suelo (estabilidad del terreno) alrededor y en la subestación.

Posibles acercamientos de vegetación.

En las estructuras:

Conexiones de puesta a tierra de las estructuras dentro de la subestación.

El estado de las bases de los postes y estructuras dentro de la subestación.

La verticalidad y estado de los postes y estructuras dentro de la subestación.

Deformaciones en los componentes de las estructuras o faltantes, si es que los

hubiere.

Verificar el estado de las placas de numeración, peligros, señalización de circuitos o

secuencia.

Verificar estado de pintura de señalización y numeración en las instalaciones.

En los tensores ubicados dentro de las subestaciones:

El estado de las varillas preformadas.

La tensión y sujeción del cable.

Si hay deformaciones en los componentes de los tensores o faltantes.

Verificar el ajuste.

En la cadena de aisladores:

Si hay rotura y/o contaminación.

El estado de “Herrajes” (oxidación) y/o faltantes.

La perpendicularidad en el sentido de la subestación, en el caso de estructuras de

suspensión.

En los conductores en las estructuras dentro de la subestación:

Ajustes en las grapas de retención y suspensión.

El estado de las varillas preformadas.

El estado y número de amortiguadores.

La distancia de seguridad de las líneas que salen de la subestación con respecto al

suelo, vías, viviendas, árboles etc.

Verificar la ausencia de corrosión, hilos rotos y/o elementos extraños.

Puesta a tierra en las estructuras dentro de la subestación:

El ajuste de puentes y aterrizajes dentro de la subestación.

El estado, número de amortiguadores y varillas preformadas.

Verificar si existe corrosión.


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b) Mantenimiento

El mantenimiento sugerido tiene dos propósitos, un mantenimiento de prevención y un

mantenimiento de corrección. Entendiéndose por mantenimiento preventivo aquel que se

lo implanta con la finalidad de mantener los estándares de calidad iníciales y el

mantenimiento correctivo es aquel que encierra actividades o acciones que se deben

tomar cuando ha ocurrido un percance debido a situaciones de riesgo no programadas,

sin embargo cabe mencionar que dichas acciones deben estar en pleno conocimiento, su

en forma de aplicación o puesta en práctica, del personal encargado del mantenimiento.

A continuación se indican algunas acciones y/o medidas a tomarse en las instalaciones

de la subestación:

b1) Mantenimiento Preventivo

En la franja de servidumbre alrededor de la subestación:

Desbroce de vegetación alrededor de las instalaciones.

Tala de árboles grandes alrededor, que amenacen las instalaciones de la

subestación.

En las estructuras de la subestación:

Repintado de números de identificación.

Cambio de herrajes oxidados.

Limpieza de las bases de la estructura y verificación de su estado de compactación.

Construcción, limpieza o readecuación de cunetas.

Drenaje.

En los tensores de la subestación:

Recalibrado

Verificación de la compactación del terreno de las instalaciones.

En la cadena de aisladores de las estructuras de la subestación:

Reemplazo de aisladores rotos de la cadena

En los conductores de las estructuras de la subestación:

Recalibración.

Repintada y reposición de señalización de la subestación:


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Repintado de números de identificación en postes y demás estructuras.

Reposición de letreros de identificación de secuencia.

Reposición de señales de peligro.

Puestas a tierra de las estructuras de la subestación:

Medir la resistividad.

Mejorar la calidad de aterramiento en el caso necesario.

b2) Mantenimiento Correctivo

En los tensores de las subestaciones:

Instalación de un tensor adicional.

Recompactación y reposición de material faltante.

Reubicación de un tensor existente.

En las estructuras de la subestación:

Cambio de tipo de estructura.

Cambio de estructuras rotas o en mal estado.

Cambio de crucetas.

Instalación de una estructura nueva.

Reparación y reposición de material faltante.

En los conductores de las estructuras de la subestación:

Cambio de conductor e hilo de guardia.

Reparación de conductor e hilo de guardia.

En la puesta a tierra de las estructuras de la subestación:

Reparación y reposición de material faltante.

c) Seguridad Industrial

Dadas las características de la instalación, el diseño de la misma contempla todos los

aspectos relacionados con la seguridad de las personas y equipos entre los cuales se

tiene:


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Espaciamientos mínimos

Existen los espaciamientos mínimos de seguridad considerando el nivel de voltaje y la

altura sobre el nivel del mar, de acuerdo a las normas correspondientes. En general,

para cualquier voltaje, las bases de soporte del equipo de alta tensión tendrá una altura

mínima de 2.4 m y las partes energizadas estarán a un mínimo de 5 m sobre el nivel del

piso.

Sistema de puesta a tierra

El sistema a tierra consiste en una malla de conductor de cobre que tiene como base de

diseño los máximos voltajes que puede soportar una persona sin que sufra un daño

físico. De esta manera se asegura la integridad de las personas en el caso de que se

produzcan potenciales entre las partes metálicas normalmente desenergizadas y los

individuos cuando se produce una falla a tierra. Este sistema también prevé los voltajes

de transferencia y los voltajes que pueden producirse en el cerramiento metálico. La

capa de grava sobre la superficie de la subestación también forma parte de este sistema

de seguridad.

Apantallamiento

Sobre la subestación, utilizando las estructuras metálicas, se ha diseñado un sistema de

apantallamiento con cable de acero y mástiles metálicos para evitar el impacto de los

rayos sobre la instalación.

Niveles de ruido

Debido al campo magnético del autotransformador se produce una vibración permanente

de las láminas metálicas que conforman el núcleo del equipo lo cual produce un ruido

permanente de alrededor de 85 dB a 2 m de distancia. Además, se puede tener ruido en

los cables aéreos de alta tensión debido al efecto corona el cual puede alcanzar igual

nivel. Por último, otra fuente de ruido es la operación de los disyuntores, pero este ruido

no es permanente sino cuando se operan esos equipos.

Niveles de campo eléctrico y magnético

Los campos electromagnéticos que las instalaciones y equipos de la subestación eléctrica

producen, los cuales al sobrepasar los límites de tolerancia pueden producir afectación a la

población laboral y/o a la población circundante.


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Rotura de Conductores

Los conductores de las líneas de transmisión son del tipo ACAAR, esto es, alambres de

aluminio con un núcleo de acero. Esto hace que el peligro de ruptura de esos

conductores sea mínimo. Dentro de la subestación se reúnen cables de aluminio pero

instalados prácticamente sin tensión mecánica lo cual también elimina el peligro de

rotura.

5.3 FASE DE RETIRO

A continuación se muestran algunas de las posibles actividades a realizarse para el

desarrollo de esta fase de retiro en la Subestación:

a) Desarmado de Pórticos, Cables, Conductores

Las actividades son: retiro desarmado de pórticos, cables y conductores; y remoción de

las cimentaciones que se encuentran dentro de la subestación.

b) Derrocamiento y Producción de Escombros

Es el retiro de las estructuras a través del derrocamiento de las obras de hormigón

construidas para la erección de pórticos y bases de equipos; con la consecuente

producción de escombros en la subestación.

c) Transporte de Piezas y Escombros del Retiro de la Subestación.

Remoción, evacuación y transporte de escombros fuera del área hacia la disposición

final. Evacuación de materiales pétreos y metálicos.

d) Disposición Final de Residuos y Desechos.

Disposición de los residuos y desechos generados durante el desmantelamiento y

derrocamiento de las estructuras de la subestación; su clasificación y disposición final

según su naturaleza.

e) Reconformación de suelo y Cobertura Vegetal, en el lugar y alrededor de la

Subestación.

Rellenos de las cimentaciones y compactación de las depresiones que se hayan

producido. Reposición del suelo orgánico, conformación de zonas para la recuperación

de la cobertura vegetal a través de la revegetación de áreas desbrozadas.


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6. CONCLUSIONES

Dada la demanda actual del servicio de energía eléctrica, la Subestación Trinitaria se

convierte en una instalación de mucha importancia a nivel cantonal, ya que el

beneficio es a favor de familias que carezcan del servicio básico o el que poseían era

de mala calidad.

En el lugar en el que se localiza la Subestación Trinitaria es una zona urbana de la

Ciudad de Guayaquil.

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