CAPÍTULO I: DEFINICIONES GENERALESdspace.ucacue.edu.ec/bitstream/reducacue/4193/4/Juan Gabriel... · Menor costo. 2. Simplicidad en ... más bien los tienen en redes secundarias,

Universidad Católica de Cuenca Facultad de Ingeniería Eléctrica

[1]

CAPÍTULO I: DEFINICIONES GENERALES

1. [1] DEFINICIONES GENERALES

1.1 DEFINICIÓN DE SEP

Un SEP (Sistema eléctrico de potencia), es aquel que produce, transporta y distribuye energíaeléctrica a los clientes, los subsistemas más importantes son los de generación y distribución.

1.1.0 DEFINICIÓN DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

Son aquellas que están ligadas a las centrales de generación y transportan la potencia yenergía eléctrica a las subestaciones principales. Además de transportar la energía de un lugara otro las líneas de transmisión se construyen con un criterio de estabilidad.

1.1.1DEFINICIÓN DE SUBESTACIÓN.

Son parte fundamental de un SEP ya que es el conjunto de barras, interruptores,transformadores, equipos de medición y protección, que reciben la potencia y energíaeléctrica desde el sistema de generación a través de las líneas de transmisión y distribuyendicha energía eléctrica generalmente reduciendo la tensión.

Figura 1.1 Diagrama General De Un SEP

[1]Moscoso, Santiago.(2010) Compendio de Alta tensión, p 20.


[2]

1.1.2 FUNCIONES DE UNA SUBESTACIÓN

1.- Cambiar el nivel de tensión de un valor a otro.

2.- Regular la tensión para compensar los cambios de voltaje del sistema.

3.-Permitir el control, protección y medición en los circuitos de distribución.

4.-Permitir la interconexión eléctrica con otras subestaciones.

5.- Permitir la transferencia de carga entre subestaciones.

6.- Control de reactivos suministrados a las redes de distribución.

1.1.3 TIPOS DE SUBESTACIÓN

1.1.3.1 Subestaciones elevadoras:

[2] Tiene la propiedad de aumentar la tensión generada, con el fin de reducir la corriente y porlo tanto el grosor de los conductores y las pérdidas. Este proceso se usa comúnmente parafacilitar el transporte de la energía, la reducción de las pérdidas del sistema y mejoras en elproceso de aislamiento de los conductores .Se ubica en lugares adyacentes a las centralesgeneradoras y están conformadas esencialmente por transformadores, los cuales operan conequipos y dispositivos, que complementan y facilitan la operación de los mismos. Lassubestaciones se construyen en las plantas eléctricas con la finalidad de elevar el voltaje degeneración hasta los niveles de transmisión. La ventaja de utilizar tensiones superiores es paradisminuir la corriente y así, poder usar conductores de menor diámetro, economizandoespacio y disminuyendo el tamaño de generadores. En nuestro país se utilizan subestacionesque eleven el voltaje a niveles de transmisión desde 69kV hasta 230kV.

[2] http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com


[3]

Figura 1.2 Subestación Elevadora

1.1.3.2 Subestaciones reductoras de distribución:

En estas subestaciones, los niveles de voltaje de transmisión se reducen al siguientesubtransmisión, o a su vez de subtransmisión a distribución, o en algunos casos a utilización.Estas son subestaciones que se encuentran en las redes de transmisión, subtransmisión odistribución y conforman el mayor número de subestaciones en un sistema eléctrico. Latensión primaria de los transformadores depende de la tensión de la línea de transmisión estaspueden variar entre 69, 110, 230 o 380 kV. Mientras que la tensión secundaria de lostransformadores está condicionada por la tensión de las líneas de distribución. La ED denuestra ciudad utiliza tensiones primarias entre 69kV, 13.8kV y las reduce a 22KV y 6.3kVrespectivamente.


[4]

Figura 1.3 Subestación Reductora.

1.1.3.3 Subestaciones de switcheo o paso:

Estas S/E no existen la parte principal de una S/E que son los transformadores de potencia, yaque su función principalmente es solo hacer operaciones de conexión y desconexión.

1.1.3.4 Subestaciones reductoras comerciales/industriales:

[3] Luego de que la energía eléctrica haya pasado por las S/E reductoras de distribución setienen por lo general subestaciones instaladas en comercios para la distribución de energíaeléctrica a través de la red interna de sus inmuebles, cabe recalcar que para cargasresidenciales de gran potencia se tienen transformadores de distribución instalados en los enpedestales llamados pad-mounted o subterráneos (sumergibles), que se encargan de entregarla energía en bajo voltaje a las residencias o comercios pequeños.

Existen tres tipos de configuraciones topológicas en S/E, todas las S/E anteriormentemencionadas pueden ser conectadas de cualquiera de las tres formas que estudiaremos acontinuación dichas configuraciones son:



[5]

1.1.3.5 Subestaciones ubicadas en redes de configuración radial:

[4] Es aquella que tiene un solo camino simultáneo para el flujo de potencia y energía eléctricaentre la subestación y el cliente. La mayoría de empresas de distribución utilizan el sistemaradial.

Presentan dos ventajas que son:

1. Menor costo.2. Simplicidad en diseño, operación y planificación; en Norteamérica el 99% del sistema

eléctrico es construido con sistema radial.

1.1.3.6 Subestaciones ubicadas en redes de configuración lazo o anillo:

[5] Aunque su funcionamiento es radial disponen del equipo necesario para realizar el anilladodel sistema, y este consiste en dos caminos hacia el cliente, este sistema es muy usado enEuropa.

Presenta una ventaja muy importante que es:

1. Mayor confiabilidad.

Presenta tres desventajas que son:

1. La capacidad de sus equipos debe ser de tal forma que pueda manejar la capacidad detodo el sistema.

2. Alto costo3. Redes más complejas; cálculos y coordinación de protecciones.

1.1.3.7 Subestaciones en configuración red:

[6]Es muy aplicada en sistemas subterráneos, la mayoría de sistemas no usan red mallada en

alimentadores primarios, más bien los tienen en redes secundarias, realizar un sistema

mallado nos permite no depender de un alimentador.


[6]

Presenta una ventaja que es:

1. Es el más confiable.

Presenta dos desventajas que son:

1. Es el más complejo.

2. Es el más costoso.

Figura 1.4 Distintos Tipos de Subestaciones

[4, 5,6]Moscoso, Santiago. (2010) Compendio de Alta tensión, p 25.


[7]

También las subestaciones se pueden clasificar por el tipo de instalación que disponen para el

cambio de energía:

1.1.3.8 Subestaciones tipo intemperie:

[7] Generalmente se construyen en terrenos expuestos a la intemperie, y requiere de un diseño,aparatos y máquinas capaces de soportar el funcionamiento bajo condiciones atmosféricasadversas (lluvia, viento, nieve, etc.) por lo general se utilizan en los sistemas de alta tensión

Son las primeras en construirse y se utilizan en la mayoría de las subestaciones elevadoras

ubicadas en las centrales de generación, también en el caso de las subestaciones reductoras de

distribución se guarda, los transformadores de potencia y los demás equipos en el lado de alta

tensión.

FIGURA 1.5 SUBESTACIÓN TIPO INTERPERIEFUENTE: Curso de graduación UCACUE 2011

1.1.3.9 SUBESTACIONES TIPO INTERIOR:

[8] En este tipo de subestaciones los aparatos y máquinas están diseñados para operar eninteriores, son pocos los tipos de subestaciones tipo interior y generalmente son usados en lasindustrias. Se pueden clasificar en 4 tipos:

[7, 8]Seminario de Graduación. Ingenieros eléctricos. (2011), UCACUE Subestaciones.


[8]

Figura 1.6 Subestación Tipo InteriorFuente: Seminario de graduación UCACUE 2011

a. Subestaciones tipo blindado:

[9] En estas subestaciones los aparatos y las máquinas están bien protegidos, y el espacionecesario es muy reducido, generalmente se utilizan en fábricas, hospitales, auditorios,edificios y centros comerciales que requieran poco espacio para su instalación, generalmentese utilizan en tensiones de distribución y utilización

b. Subestaciones tipo compartimentada:

En este tipo de S/E el medio de aislamiento es el aire dentro de la edificación, para ejecutarconexiones entre dispositivos con energía de un sector a otro se usan aisladores pasamuros, ycasi todas las conexión son mediante cable subterraneo.

Por razones de dinero y la forma de construcción del edificio, es que se las construye ya queocupan poco espacio de tal forma que se las puede construir con celdas metalclad

[9] http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/search/label/Celdas%20de%20MT


[9]

Figura 1.7 Subestación Compartimentada.

c. Subestaciones tipo interior utilizando celdas metalclad:

[10] Las subestaciones que utilizan celdas metalclad se especializan por tener equipos en

compartimientos con grado de protección, separaciones metálicas entre

compartimientos, al extraer un equipo de Media Tensión, existirán barreras metálicas

(“shutters”) que impedirán cualquier contacto con partes energizadas,

compartimientos separados al menos por: cada interruptor o equipo de maniobra,

elementos a un lado del equipo de maniobra (por ej.: Cables de poder) ,elementos al

otro lado del equipo de maniobra (por ej. : Barras) y equipos de baja tensión (por ej. :

relés), cuando las celdas son de doble barra, cada conjunto de barras debe ir en

compartimiento separado.

[10] http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/search/label/CeldasMT


[10]

Figura 1.8 Subestación con Celdas Metalclad.

d. Subestaciones parcial o totalmente aisladas en SF6:

[11] Las Subestaciones Eléctricas aisladas en gas usan este fluido para el aislamientoeléctrico de sus distintos componentes (maniobra, medición, barras, etc.) de alta tensión.Cuando se trata de alta tensión su denominación común es GIS (GasInsulated Switchgear). Enmedia tensión se denominan MV-GIS (Medium Voltage-Gas-Insulated Switchgear).

Por sus propiedades óptimas, el gas utilizado es el Hexafluoruro azufre (SF6). Es un gas notóxico, muy estable y no inflamable, además de inodoro e incoloro a condiciones normales depresión y temperatura (1.013 hPa y 20°C)

En las grandes ciudades densamente pobladas, cada día es más notoria la necesidad deabastecer demandas de energía eléctrica que por sus características es imperioso satisfacerlasutilizando sistemas de alta tensión (132 kV en adelante), lo que hace imprescindible lainstalación de Subestaciones para esas tensiones. Por otra parte, el precio muy elevado de losterrenos en estas ciudades, sumado a la imposibilidad de conseguirlos de las dimensionesnecesarias para instalar una AIS, prácticamente desaconseja el uso de éstas. En cambio, lasdimensiones (área y volumen) reducidas de las GIS, las convierten en la mejor solución parautilizarlas en ciudades importantes y/o industriales.



[11]

Figura 1.9 Subestación Interior tipo G.I.S

Tabla I.Cuadro comparativo entre Subestaciones.

Tipo de

Subestación

Características Ventajas Desventajas

Radial Tiene un solo

camino para el

flujo de potencia

entre S/e y

cliente

-Menor costo

-Fácil diseño y

operación

Si falla

alimentador

primario se pierde

todo el sistema.

Lazo Es muy usado en

sistemas

subterráneos,

permite no tener

dependencia de un

solo alimentador.

Es sistema

complejo

-Es confiable

Es el más costoso


[12]

Red Las cargas

pueden ser

suplidas por más

de 2 circuitos.

-Es más complejo

que el anterior

-Es más confiable

de todos

-Es costoso

-Corrientes de

cortocircuito

aumentan.

Elevadoras Sirven de punto

de unión entre

generación y

transmisión

-Como el voltaje

al que se eleva la

tensión es de gran

magnitud, se

reduce corriente y

por lo tanto calibre

de conductores

-Son costosos

-Ocupan grandes

espacios de

terreno

Paso Sirven de

conexión y

desconexión.

-Costo bajo

-Fácil diseño

Interperie Son S/E que se

construyen en

terrenos

expuestos a

agentes externos

-Son las más

usadas en la

actualidad

-Tienen más

riesgo a descargas

atmosféricas.

Interior Utilizan

tecnología más

avanzada para

poder montarse

en los interiores

de los edificios.

-De rápido

Montaje

-Menos Fallo por

ano

comparándolas

con S/E exteriores

-Se requiere de

ambientes

ventilados para

mayor seguridad

Interior tipo GIS Toda la S/E se

encuentra sumergida

en SF6, reduciendo

el espacio para

montaje de la misma.

-Mantenimiento

reducido

-Ocupa ¼ de

espacio que la

convencional

-Mayor costo

-Mantenimiento

especializado.


[13]

1.2 COMPONENTES DE UNA SUBESTACIÓN

Una S/E de distribución está compuesta por varios dispositivos eléctricos los cuales seestudiaran a continuación, tomando en cuenta sus principales características físicas y defuncionamiento.

Figura 1.10 Partes de una SubestaciónFuente: Curso de graduación UCACUE 2011

[12] 1.2.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Se denomina transformador de potencia a un dispositivo eléctrico que permite aumentar odisminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la potencia.La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un transformador ideal (esto es, sin pérdidas),es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentajede pérdidas, dependiendo de su diseño y tamaño.

El transformador es un dispositivo que convierte la energía eléctrica alterna de un cierto nivelde tensión, en energía alterna de otro nivel de tensión, por medio de interacciónelectromagnética. Está constituido por dos o más bobinas de material conductor, aisladasentre sí eléctricamente y por lo general enrolladas alrededor de un mismo núcleo dematerial ferromagnético. La única conexión entre las bobinas la constituye el flujomagnético común que se establece en el núcleo.


[14]

Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducciónelectromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas devanadassobre un núcleo cerrado, fabricado bien sea de hierro dulce o de láminas apiladas de aceroeléctrico, aleación apropiada para optimizar el flujo magnético. Las bobinas o devanados sedenominan primarios y secundarios según correspondan a la entrada o salida del sistema encuestión, respectivamente. Son el corazón de la S/E además posiblemente sea el elementomás costoso de toda la subestación haciendo que los elementos de protección como losinterruptores, cuchillas y pararrayos estén definidos para proteger al transformador ante todo.

Figura 1.11 Transformador de Potencia.

Los transformadores de potencia están compuestos esencialmente por:

Núcleo: El núcleo empleado es la sección transversal del recorrido magnético es circularescalonado. Las láminas son de FierroSilicoso, laminado en frío, de grano orientado de bajaspérdidas y baja corriente de excitación. Los núcleos son cortados con uniones a 45º y 90º.

Bobinas: Son arrollamientos concéntricos, generalmente la baja tensión es el bobinadointerior y la alta tensión es el bobinado exterior. El material empleado es platina de cobreelectrolítico forrado con papel Kraft y/o alambre esmaltado clase F o H. Los aislamientosinternos son de papel o cartón Prespan. El diseño asegura un adecuado enfriamiento de lasbobinas para que pueda entregar su plena potencia y soportar eventuales sobrecargas, tambiéntienen una gran resistencia a sobretensiones y cortocircuitos.

Tanque: Se fabrica con planchas de fierro con espesores y refuerzos adecuados para lasexigencias de servicio, manipuleo y transporte. La tapa se fija al tanque mediante pernosy empaquetadura. La parte activa se suspende de la tapa y mediante orejas de izamiento, sobre


[15]

la tapa, puede ser retirada del tanque. El diseño del tanque es de ejecución robusta, conhermeticidad comprobada, por lo general sometida a proceso de arenado y aplicación de 2capas de pintura anticorrosiva y 2 capas de pintura de acabado tipo epóxica.

Aisladores: Los aisladores permiten tener acceso exterior a las salidas de los bobinados. Sellaman también pasatapas. Están montados sobre la tapa, aseguran el paso a través de la tapacon excelente aislamiento y hermeticidad. Los aisladores son de acuerdo a normasinternacionales. En los diseños de los transformadores, cada aislador cubre con exceso lasexigencias de capacidad de corriente y aislamiento que es requerida.

Figura 1.12 Partes de un transformador de Potencia

1.2.2 Transformadores de instrumento

[13] Son dispositivos electromagnéticos cuya función principal es reducir a escala lasmagnitudes de tensión y corriente, que se utilizan para la protección y medición de losdiferentes circuitos de una subestación, o sistema eléctrico en general.

1.2.2.1 Transformador de potencial:

[14] Son aparatos en que la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales de operación,es prácticamente proporcional a tensión primaria, aunque ligeramente desfasada.Transforman la tensión y aíslan los instrumentos de protección y medición conectados a loscircuitos de alta tensión.


[16]

Figura 1.13 Transformador de Potencial.

1.2.2.2 Transformador de corriente:

[15] Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones normales deoperación, es prácticamente proporcional a la corriente primaria, aunque ligeramentedesfasada. Su función es de transformar la corriente y aislar los instrumentos de medición yprotección conectados a circuitos de alta tensión.

1.2.3 INTERRUPTORES O DISYUNTORES

[16] El interruptor es un dispositivo cuya función es interrumpir y restablecer la continuidad deun circuito eléctrico, ya sea bajo carga, en condiciones normales o en condiciones decortocircuito. Además de interrumpir corrientes eléctricas de intensidades y factores depotencia diferentes.

El interruptor es dispositivo de maniobra que permite insertar o retirar elementos de un SEPcomo: generadores, líneas de transmisión, líneas de subtransmisión, transformadores,alimentadores y cargas. Su funcionamiento determina el grado de confiabilidad que puedetener un sistema eléctrico de potencia.

[12] http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/2010/07/fabricacion-de-transformador-trifasico.html


[17]

1.2.3.1 Interruptor en SF6 Es excelente para la protección del medio ambiente.El gas SF6 (hexafluoruro de azufre) de aislamiento del interruptor de media tensión es menosdañino para el medio ambiente que los elementos asociados, las líneas de alta tensión ytransformadores.

Comparando el interruptor aislado en aire y el equipo aislador SF6. Éste muestra que el totalde contribución en la distribución de energía que lleva al calentamiento global, es muy bajo,ese equipo de tecnología en el rango de medio voltaje hace solo una contribución menor alefecto invernadero, y las pérdidas óhmicas (calor producido por la resistencia eléctrica)causada mayormente por el uso de cables, recalentamiento de líneas y transformadores,principales contribuyentes en el efecto invernadero. El hexafluoruro de azufre no es tóxico, esinerte, y es un gas refrigerante aislador de aire de alta fuerza dieléctrica y estabilidad termal.

[13, 14, 15, 16] Martin Jose. Opt. Cit. p.49, 69, 83.


[18]

Figura 1.14 Interruptor en SF6Fuente Curso de Graduación UCACUE 2011

1.2.3.2 Interruptor en Vacío:

Una de las mejores formas para apagar el arco eléctrico es el vacío. En efecto, cuando uncircuito en corriente alterna se desenergiza separando un juego de contactos ubicados en unacámara en vacío, la corriente se corta al primer cruce por cero o antes, con la ventaja de que larigidez dieléctrica entre los contactos aumenta en razón de miles de veces mayor a la de uninterruptor convencional (1 KV por µs para 100 A en comparación con 50 V/µs para el aire).Esto hace que el arco no vuelva a reencenderse. Estas propiedades hacen que el interruptor envacío sea más eficiente, liviano y económico. Todo gracias a la eficacia de la gran rigidezdieléctrica del vacío.


[19]

Figura 1.15 Interruptor en VacioFuente Curso de Graduación UCACUE 2011

1.2.3.3 Interruptor en Aceite

Los contactos se encuentran sumergidos en aceite el cual tiene la función de refrigerar y

extinguir el arco.

Figura 1.16 Interruptor en aceite.Fuente Curso de Graduación UCACUE 2011


[20]

1.2.4 SECCIONADORES, CUCHILLAS DESCONECTADORAS OSECCIONADORAS

[17] Conectan o desconecta diversas partes de un sistema eléctrico con el objeto de darmantenimiento o realizar maniobras de operación.

Estos equipos pueden desconectar a tensión nominal pero nunca cuando fluye corriente através de ellas, esta es una gran diferencia con el interruptor, pues este si permite desconectarcon corriente, para desconectar un juego de cuchillas se debe abrir primero el interruptorcorrespondiente.

Existen algunas cuchillas que poseen una pequeña cámara de arqueo en SF6 que le permiteabrir solamente los valores nominales de la corriente del circuito.

Figura 1.17 Seccionador de apertura doble cuchillaFuente Curso de Graduación UCACUE 2011

[17] Martin, José. (1987) Diseño de subestaciones eléctricas 2da Edición. Juarez, México, p 102


[21]

1.2.5 PARARRAYOS

[18] Las sobretensiones que se presentan en las instalaciones de un sistema pueden ser de dostipos:

- Sobretensiones de origen atmosférico- Sobretensiones por fallas en el sistema

El pararrayos es un dispositivo que encuentra conectado permanentemente en el sistema,opera cuando se presenta una sobretensión de determinada magnitud, descargando lacorriente a tierra.

La función del pararrayos no es eliminar las ondas de sobretensión presentadas durante lasdescargas atmosféricas, si no limitar su magnitud a valores que no sean perjudiciales para lasmaquinas del sistema.

Figura 1.18 Pararrayos

1.2.6 BARRAS COLECTORAS

Son los dispositivos delegados llevar el flujo de potencia a través de toda la S/E desde ellosse distribuye a todos los alimentadores, podríamos decir que son los empalmes de derivaciónde las S/E, de ellas se derivan a diferentes alimentadores dicho flujo de potencia.

Las S/E deben poseer máxima confiabilidad, flexibilidad para la realización de maniobras yasegurar la continuidad de servicio, y ello está ligado a la configuración de las barras.

[18] Martin José. (1987),Diseño de subestaciones eléctricas 2da Edicion.Juarez, Mexico, p 49


[22]

1.2.6.1 Barra Simple

Es sencilla, la barra recibe el flujo de potencia desde las líneas de transmisión o directamentedesde la generadora, posee un solo interruptor y seccionador por línea, es poco confiable. Encaso de mantenimiento del interruptor el circuito intervenido queda sin energía generalmentepor mucho tiempo, si existe una falla queda totalmente desenergizado todos los circuitos.

1.2.6.2 Barra principal y auxiliar

Se utilizan dos juegos de barras iguales, uno se puede usar como repuesto del otro, con estearreglo se puede certificar que no existe interrupción de servicio; en el caso de que falle unode los juegos de barras además de que:

1. Se puede separar el suministro de cargas, de forma que cada carga, se puede energizar decada juego de barras.

2. Cada par de barras, se puede coger independientemente para mantenimiento y limpieza deaisladores, pero tomando en cuenta que, los interruptores, no están listos para elmantenimiento sin que se desenergize las barras adecuada.

3. La flexibilidad en operación estándar, se puede afirmar como bastante buena.

4. Este arreglo es recomendable realizarlo cuando la continuidad en el abastecimientoeléctrico de la carga se justifica económicamente.

1.2.7 AISLADORES

Se utilizan principalmente para aislar y como soporte de las barra colectoras, o barras puestade tierra utilizadas en cada una de las partes de un SEP. Generalmente los aisladores estánhechos de cerámica o porcelana, y con materiales compuestos de polímero.

Los aisladores de porcelana están compuestos de arcilla, cuarzo y feldespato o alúmina, yluego se da un abrillantado suave para reducir la acumulación de suciedad. Aisladores deporcelana, rica en alúmina se utilizan donde la mecánica de alta resistencia es una necesidad.Mientras que los aislantes de porcelana tienen grados de alta resistencia, así mismo se rompenfácilmente, por ello se debe tener precaución durante su montaje.


[23]

Figura 1.19 Aisladores.

1.2.8 REACTORES

Utilizados en asistencia permanente para garantizar la transmisión de potencia, o conectadossolamente en condiciones de carga ligera para control de tensión, los reactores de potenciacombinan alta eficacia con bajos costos. Los reactores de potencia son el medio más eficazpara compensar la generación capacitiva en líneas de alta tensión de transmisión larga o ensistemas de cables de gran longitud.

[19] 1.2.9 CONDENSADORES SINCRÓNICOS Y BANCOS DECAPACITORES

Los Bancos de Condensadores son aptos para su utilización en S/E donde se desee compensarla Energía Reactiva (o Factor de Potencia) que consumen los motores eléctricos y las demáscargas. La compensación de energía reactiva mediante Bancos de condensadores se efectúapara no pagar energía reactiva al suministrador de energía eléctrica, para disminuir caídas detensión, para minimizar pérdidas de energía, para ampliar la capacidad de transmisión depotencia activa en los cables; entre otras aplicaciones. En casos especiales los Bancos decondensadores también pueden funcionar como filtros de armónicos para lo cual es necesarioinsertar una inductancia en serie con cada paso de condensadores. Los valores decondensadores e inductancias se determinan realizando un estudio de calidad de energía delsistema eléctrico. Los Bancos de Condensadores pueden ser fijos o automáticos, dependiendodel diagrama de carga de energía reactiva, de la potencia a compensar, del nivel de tensión dela red eléctrica y del tipo de carga. Se fabrican para instalación interior bajo techo oinstalación a la intemperie.

[19] http://www.promelsa.com.pe/bancos-condensadores.htm


[24]

Figura 1.20 Banco de Condensadores.

1.2.10 HILO DE GUARDA (HG) Y BAYONETAS

Son ocupados para en líneas de transmisión por el simple hecho de que existen nubes sobreestas (peligro de descarga atmosférica), y que las nubes sean desplazadas por el viento; estecaso es menos peligroso, ya que se disminuye considerablemente su efecto mediante el uso dehilos de guarda en la línea de transmisión y bayonetas e hilos de guarda en las subestacionesque se encuentran siempre conectadas a tierra.

Figura 1.21 Hilos de Guarda.


[25]

Figura 1.22 Bayoneta.

1.2.11 [20] MALLA DE PUESTA A TIERRA

En una instalación podrá existir una puesta a tierra de servicio y una puesta a tierra deprotección. La tierra de servicio es la malla de tierra donde se conecta el punto neutro de untransformador de potencia o de una máquina eléctrica. La resistencia de la malla de serviciodepende exclusivamente del valor de corriente de falla monofásica que se desea tener en elsistema.La tierra de protección es la malla de tierra donde se conectan todas las partes metálicas delos equipos que conforman un sistema eléctrico, que normalmente no están energizados, peroque en caso de fallas pueden quedar sometidos a la tensión del sistema. Los valores deresistencia de la malla de protección están limitados por condiciones de seguridad de losequipos y de las personas que operan el sistema de potencia. Las tensiones de paso, decontacto y de malla máximas definidas por normas internacionales, definen* el valor de laresistencia de la malla.Es común usar la misma malla de tierra de una subestación tanto como malla de serviciocomo malla de protección. En la medida que se cumplan las condiciones de seguridad esto noes problema. No está permitido conectar a la misma malla sistemas de tensiones diferentes.

[20] http://www.elprisma.com/apuntes/ingenieria_electrica_y_electronica/sistemadepuestaatierra/


[26]

1.2.11.0 Calculo de la malla de puesta a tierra.

[21]1.2.11.1 Funciones de una malla a tierra

1.- Evitar sobretensiones producidas por descargas atmosféricas, operación o maniobra deinterruptores.

2.- Proporcionar una vía rápida de descarga de baja impedancia con el fin de asegurar ymejorar el funcionamiento de protecciones.

3.- Proporcionar seguridad al personal de la subestación.

[22]1.2.11.2 Requisitos de una malla a tierra

1.- Debe tener una resistencia tal, que le sistema se considere sólidamente puesto a tierra.

2.- La variación de resistencia, debido a cambios ambientales, debe ser despreciable demanera que las corrientes de falla a tierra, en cualquier momento, sea capaz de producir eldisparo de protecciones.

3.-Impedancia de onda de valor bajo para fácil paso de las descargas atmosféricas.

4.- Debe conducir las corrientes de falla sin provocar gradientes de potencial peligroso entresus puntos vecinos.

5.- Al pasar la corriente máxima de falla durante el tiempo máximo establecido de falla, nodebe haber calentamientos excesivos.

6.- Debe ser resistente a la corrosión.

1.2.11.3 Tensión de paso

Según la IEEE Estándar 81 “Es la diferencia de potencial entre dos puntos entre dos puntos dela superficie del terreno, separados por la diferencia de un metro en la dirección del gradientede potencial máximo” está dado por:

Ep = √Donde:

Ep = Tension de paso permisible en voltios.

Ps = Resistividad de la superficie del terreno (Ω-m).


[27]

t = Duracion máxima de falla en segundos.

1.2.11.4 Tensión de contacto

Definición de la IEEE Estándar 81”Es la diferencia de potencial entre una estructura metalica,puesta a tierra y un punto de la superficie del terreno a una distancia igual a la distanciahorizontal máxima que pueda alcanzar, o sea, aproximadamente, 1 metro” está dado por:

Et =,√

Donde:

Et = Tensión de contacto permisible en voltios.

[23]1.2.11.5 Dimensionamiento de una malla de puesta a tierra

El dimensionamiento de una malla de puesta a tierra esta dad por las siguientes variables:

1. Tensión permisible de paso2. Tensión permisible de contacto3. Configuración de la malla4. Resistividad del terreno5. Tiempo máximo de despeje de la falla6. Conductor de la malla7. Profundidad de instalación de la malla

1.2.11.6 Selección del conductor de la malla de puesta a tierra

Para este cálculo usamos la siguiente ecuación:

Ac = .. . . ( )

[21,22, 23] Linares, Escobar J. (2009).Diseño De Subestaciones Trabajo previo a la obtención del título de Ingeniero eléctrico.p.49,50


[28]

Donde:

Ac = Área de la sección transversal en .

I = Corriente del conductor en (kA RMS).

Tm = Máxima temperatura permisible en grados centígrados.

Ta = Temperatura ambiente en grados centígrados.

B = Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura.

Ko = Coeficiente térmico de resistividad a 0 grados centígrados.

Pr = Resistividad del conductor a tierra a la temperatura tr (micro ohmios-cm).

Tc = Tiempo que fluye la corriente de falla en segundos.

Tcap = Factor de capacidad térmica dado por tabla.

Sin embargo la sección mínima recomendable es 2/0 AWG para la malla y 5/8” para lasvarillas, estos valores mínimos están de acuerdo con practicas internacionales.

1.2.11.7 Tensiones reales de paso y de contacto

Está dada por:

Ep = Ks.Ki.

Donde:

Ep = Tensión de paso real en voltios.

Ks = Coeficiente que tiene en cuenta, la influencia combinada de la profundidad y delespaciamiento de la malla.

Ki = Coeficiente de irregularidad del terreno.

p = Resistividad del suelo (Ω-m) .

I = Corriente máxima de falla. (Amp)

L = Longitud del conductor. (m)


[29]

La tensión de contacto real está dada por:

Et = Km ki

Donde:

Et = tensión de contacto en voltios.

Km = Coeficiente que tiene en cuenta las características geométricas de la malla.

La longitud total del conductor esta dad por:

L= n.A.+m.B

Donde:

A= Longitud de la malla.

B = Ancho de la malla.

L = Longitud del conductor en (m).

n = Número de conductores en paralelo de longitud A.

m = Número de conductores en paralelo de longitud B.

D = Espaciamiento entre conductores (m).

h = Profundidad de enterramiento.

d = diámetro del conductor (m).

1.2.11.8 Valor de la resistencia de la malla.

Dado por la siguiente ecuación:

RG = P ( ) + √ ( +


[30]

Donde:

RG = Resistencia de la tierra.

P = resistividad del piso.

Lc = Longitud de los conductores de la malla.

Am = Área de la malla.

H = Profundidad de los conductores de la malla.

Nv = Numero de varillas a enterrar.

R = Longitud de la varilla.

D = Espaciamiento entre conductores.

1.2.11.9 Corriente de malla.

Se da por la siguiente ecuación:

Ig = Sf.3.Io

IG = Cp. Df. Ig .Sf

Donde:

IG = Máxima corriente de la malla en amperios.

Cp = Factor de proyección.

Df = Factor de decremento.

Ig = Corriente simétrica RMS de falla atierra en amperios.

1.2.11.10 Comparaciones de tensión

GPR = IG. RG


[31]

Donde:

GPR = Gradiente de potencial de resistencia de tierra.

Nota: “Las ecuaciones estudiadas anteriormente están basadas en la norma técnica quepublico la IEEE en enero del 2000”

Figura 1.23 Esquema de Malla de Tierra en una S/E.

1.2.12 RELEVADORES

[24] El control eléctrico es básicamente establecer acciones deseadas con la ayuda decomponentes eléctricos y electrónicos, entre los cuales, destacan los relevadores y, dichoscomponentes similares junto con elementos de potencia crean los sistemas de control, con loscuales más específicamente se puede controlar o administrar una serie de tareas específicas.El relevador es un elemento que protege los equipos de una subestación, se componeprincipalmente de una bobina de excitación con núcleo de hierro, una armadura móvil y uno ovarios contactos. Cuando pasa corriente por la bobina de excitación, la armadura móvil esatraída y acciona los contactos a través de piezas intermedias aislantes. Los contactos puedenestar dispuestos como contacto de cierre (contacto de trabajo), contacto de apertura (contactode reposo) o como combinaciones de estos tipos de contactos. Los relevadores suelen tenercontactos de resorte.


[32]

Figura 1.24 Relevador detector de Gases.

1.3 CRITERIOS DE COMPARACIÓN DE SUBESTACIONES

Cuando se diseña una S/E se deben tener en cuenta muchos factores tanto técnicos comoeconómicos, para que en un futuro en caso de ampliación de la misma no se tenga mayorinconveniente en realizarlo. Para ello se debe tener en cuenta la principal función que va arealizar la subestación es decir si va una S/E elevadora reductora, etc. De igual importancia esla configuración de las barras

Dentro de los principales criterios técnicos analizamos los siguientes:

1.3.1 CONTINUIDAD

[25]Depende del correcto mantenimiento de una subestación y de su consiguiente reducción defallas; la continuidad del servicio eléctrico es indispensable para la industria y los clientesdomiciliarios. De ahí la importancia que tengan una adecuada gestión de mantenimiento queminimice sus costos y maximice su eficiencia asegurando la continuidad.

[24]http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/#uds-search-results


[33]

Antes de comenzar a diseñar un programa de mantenimiento, es importante tener claro quecada cliente y cada subestación tiene una necesidad particular, que depende de su proceso,activos y producción involucrada. Por esto, es importante definir la criticidad de los equiposque forman parte de la subestación, de los procesos y de los modos de falla; esto último deacuerdo a ciertas metodologías de confiabilidad.Una vez detectados los modos de falla se hace una tabulación, con la que es posible analizaren detalle qué tan críticos son los equipos que componen la subestación y cómo puedenafectar al proceso.

Cabe recalcar que la continuidad depende también directamente de la configuración de susbarras de que si se tiene o no subestaciones de respaldo, para ello se pueden aplicar diferentesmedidas de tipo técnico de tal forma que el funcionamiento ante fallas, mantenimiento,reparaciones, no afecten la continuidad del cambio de energía.

1.3.2 CONFIABILIDAD

Es la posibilidad de que un dispositivo de una S/E no falle durante una determinado tiempodicho dispositivo debe estar operando en condiciones normales. Confiabilidad y continuidadvan de la mano y son de igual importancia.

La confiabilidad de una S/E depende básicamente de:

• La configuración o esquema de barrajes o interruptores; es decir, si la SE es de barrasencilla, doble barra, interruptor y medio, etc.

• La confiabilidad de los equipos que la conforman: su tecnología, calidad de fabricación yedad.

La confiabilidad dentro de una S/E está a cargo del jefe de protecciones de la ED, quien es elencargado de entre otras cosas de revisar los valores de frecuencia y voltaje sean losnominales, planificar la coordinación protecciones , por mencionar algunos aspectos quegaranticen la confiabilidad y dicho sea de paso la continuidad del sistema.

Se puede decir que la confiabilidad se define por 3 índices básicos:

Frecuencia de falla (l):

[26] Como Su nombre lo indica es el número de veces que se repite un evento considerado comofalla dentro de un período de tiempo, que para nuestro caso será de un año. Tenemos entonces4 posibilidades:

[25]http://energytel.typepad.com/energytel/2012/05/mantenimiento-de-subestaciones-el%C3%A9ctricas-.html


[34]

Alta: más de 5 Fallas por año, al cual le daremos un valor de 4.

Promedio: Entre 2 y 4 fallas por año, que tendrá un valor de 3.

Baja: De 1 a 2 Fallas al año, con una calificación de 2.

Excelente: Menos de 1 falla al año, que obtendrá un valor de 1.

Tiempo de reparación (r):

Es el período de demora que se necesita para reponer el servicio y funcione en condicionesnormales como lo fue antes de la falla. Se lo expresa en horas por falla.

Tiempo anual de desconexión (m):

Es la suma de horas durante un año en las cuales no se podrá brindar el servicio eléctrico

debido a una falla en cierto alimentador. En otras palabras es el producto entre frecuencia de

falla y tiempo de reparación.

Existen diferentes métodos para analizar la confiabilidad como por ejemplo el método

binomial o métodos estocásticos como el de Montecarlo o de Markov por medio de software.

[27] 1.3.3 SEGURIDADEs uno de los puntos más sobresalientes de cualquier parte de un SEP donde se determina las

distancias dieléctricas y de seguridad para la protección del personal y equipos de la

Subestación.

RIESGOS PARA EL PERSONAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Se deben tener en cuenta los riesgos desde dos puntos de vista:

a) Aislamiento Electrostático a través del aire: Son por electrocución del cuerpo humano deuna persona y se clasifican en:

Primarios: Causa daños fisiológicos

Secundarios: Causa una reacción muscular involuntaria

El control de los riesgos se lo realiza con el cumplimiento de las distancias de seguridad.

b) Operación las distancias de seguridad y el cumplimiento de las normas generales deseguridad.

[26]http://www.mantenimientoplanificado.com


[35]

Desde el punto de vista de operación, las distancias de seguridad y el cumplimiento de las normasgenerales de seguridad garantizan la integridad del personal.

1.3.3.1 ZONA DE CIRCULACIÓN

Se conoce como zona de circulación al espacio al nivel del suelo por donde una personapuede caminar sin riesgo de electrocución, siempre que no se porten herramientas o elementosconductores mayores a 300mm, también se conoce a esta zona como zona de operación.

1.3.3.2 SECCION O AREA DE TRABAJO

Es el espacio dedicado a trabajos de mantenimiento en donde una persona puede trabajar conseguridad siempre que una parte de su cuerpo esté dentro de la zona. Y que no porteherramientas u otros elementos conductores mayores a 300mm. Esta área está vigente enforma temporal mientras dure el trabajo únicamente y se la delimita por la apertura deseccionadores que permiten verificar visualmente el seccionamiento eléctrico u otroselementos de interrupción de los circuitos.

1.3.3.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD

Su objetivo principal es permitir la operación y el mantenimiento de la instalación,salvaguardando la integridad del personal que labora en la instalación. Se entiende pordistancias mínimas de seguridad a los espacios libres que permiten circular y efectuarmaniobras al personal dentro una subestación sin que exista riesgo de electrocución. Ladistancia de seguridad de una subestación comprende la distancia de aislamiento y la longitudantropométrica del ser humano. La distancia antropométrica debe tomarse en cuenta enfunción de la forma en que el obrero esté realizando el trabajo. Por esta razón, las distanciasde seguridad se definen para los siguientes gestos:

-Hacia arriba.

- Alrededor de un obstáculo.

- Por encima de un obstáculo o hacia el interior de un recipiente.

-Entre partes móviles en movimiento.

-A través de las aberturas existentes en el resguardo.

Las Distancias de seguridad primarias según las normas británicas son dos:

[27]http:// ensayos/Distancias-Seguridad-En-Subestaciones/1285945.html


[36]

1.3.3.4 DISTANCIA FASE-TIERRA

Aquí se presentan las separaciones en aire entre partes conductoras vivas y estructurasaterrizadas para asegurar la tolerancia a un impulso de voltaje específico para condicionesambientales en seco. La condición a ser satisfecha es que los voltajes tolerables de impulsopor maniobra y por rayos en aire entre partes vivas y tierra deberían ser iguales o mayores quelos voltajes nominales tolerables de impulso por maniobras y por rayos.

1.3.3.4 DISTANCIA FASE-FASE

La norma IEC 71-A de 1962 recomienda que esta distancia sea al menos 15% mayor que ladistancia fase-tierra.

1.3.3.5EFECTO DE LA ALTURA DEL SITIO DE LA INSTALACIÓN SOBRE LASDISTANCIAS DIELÉCTRICAS.

Los valores de voltaje de los impulsos entre electrodos, que producen descarga en el aire,están influenciados por los valores de presión atmosférica, temperatura y humedad. Lacorrección se la hace para alturas superiores a los 1000 m.s.n.m, y el incremento es de 1.25%en las distancias dieléctricas por cada 100 m.s.n.m de 1000 m.s.n.m..

1.3.4 MANTENIMIENTO

Dentro de un sistema eléctrico de potencia no se debe dejar de lado algo primordial como es elmantenimiento, ya que de este depende la continuidad y confiabilidad del sistema debido a que setendrá menos probabilidades de que un equipo falle dentro de una subestación por falta demantenimiento asegurando así la empresa distribuidora energía a sus clientes dentro de las principalesacciones de mantenimiento tenemos:

[28] Mantenimiento a gabinetes de media tensión, transformadores y tableros de distribución debaja tensión incluyendo los siguientes servicios:

Gabinetes de media tensión: limpieza general, lubricación y ajustes de mecanismos deoperación, medición de resistencia de contactos, revisión y apriete de conexiones, pruebasdieléctricas del bus, resistencia de aislamiento de apartarrayos, ajuste de presión de contactos.


[37]

Transformadores: medición de resistencia de aislamiento Megger, relación de transformación,factor de potencia, limpieza, reapriete de conexiones, inspección de boquillas, análisisfisicoquímicos y cromatográficos del aceite, análisis de PCB`s, secado, filtrado ydesgasificado del aceite.

Tableros de distribución de baja tensión: limpieza general, pruebas de operación, medición deresistencia de contactos, reapriete de conexiones.

Red de tierras: inspección de la red, medición de la resistencia óhmica.

Pruebas a interruptores de potencia y cuchillas desconectadoras, limpieza de fusibles ymantenimiento a bancos de capacitores

Los planes de mantenimiento programados se deben dar en toda la S/E se debe realizar unparo programado al menos 1 vez por año para subestaciones convencionales y al menos 1 vezcada 2 años en el caso de las subestaciones tipo interior con una duración promedio de 8 horaspor lo general o casi siempre durante los fines de semana que es donde hay menos carga.

1.3.5 FLEXIBILIDAD

La flexibilidad es un concepto con el cual se trata de expresar hasta que punto unainstalación puede modificar sus condiciones normales de operación, ya sea pormantenimiento, por fallas o por aumento de la carga. Para este último punto se toma en cuentaun pronóstico en un futuro a 20 años.

El criterio de flexibilidad debe ser tomado en cuenta al principio es decir cuando se estádiseñando una subestación, ya que no es lo mismo diseñar una S/E de paso que una S/Ereductora, ya que en el primer caso a lo largo de la vida útil de la S/E de paso no semodificara casi en nada pues solamente sirve para efectuar operaciones de maniobra por lotanto la flexibilidad no es tan importante; mientras que en una S/E reductora el criterio deflexibilidad es sumamente importante debido a que muchas de la veces se tienen que cambiartransformadores de potencia debido al incremento de carga y esto modificara total oparcialmente el diseño de la S/E entrando aquí el criterio de flexibilidad, esto brinda ventajassobre todo al evitar la modificación de los esquemas constructivos y operativos que puedantener las subestaciones.

[28]http://www.balperin.com.mx/servicio_mantenimiento_subestacion.shtml


[38]

Figura 1.25 Organizador grafico de los criterios de comparación de S/E

Criterios decomparacion de S/E

Se debe tomar en cuenta varioscriterios a la hora de disenar yconstruir una S/E entre ellostenemos:

Continuidad

Las companiasde distrubiconelectrica debengarantizar quelas S/E tendranun servicio conel menornumero deinterrupciones.

Confiabilidad

Es la probabilidad deque un elemento osistema operando

bajo ciertascondiciones no falleen un determinadolapso de tiempo, esun critererio que secomplementa a lacontinuidad. En su

forma mas basica laconfiabilidad se

define por tres formasbasicas que son:

Frecuenciade Falla

Tiempo dereparacion

Tiempo anualdedesconexion

Seguridad

Este es uno delos aspectos

más importantesque se deben

cumplir encualquier

empresa queutilice o

distribuyaenergia electricaen el caso de las

S/E se debecumplir criterios

como :

-Distaciasa tierra-Distanciaentre fases-Distaciadeaislamientos-Distanciadeseguridad

Mantenimiento

Elmantenimientorepercutirá enel tiempo devida de los

equipos y en elaumento de laconfiabilidad

puesto que setendra una

menorprobabilidad deque el equipofalle por falta

demantenimiento.

Flexiblidad

Este criteriose debetomar en

cuenta en lafase de

construccionde S/E,ya

esta puedeestar

sometida aamplicionesal aumentarla carga dedemanda,se calcula

unpronosticopara los

proximos 20anos


[39]

CAPÍTULO II: SUBESTACIONES TIPO INTERIOR CONCELDAS COMPACTAS TIPO METALCLAD

En este capítulo de la monografía se puntualizarán conceptos relacionados con las

subestaciones tipo interior utilizando celdas compactas tipo metalclad aisladas en gas SF6 o

aire, para luego en los siguientes capítulos poder comparar y analizar con las subestaciones

convencionales tipo exterior.

Figura 2.1 Celdas Metalclad.

[29]2.1 DEFINICIÓN DE CELDAS COMPACTAS METALCLAD

La norma IEC 60298 define que las celdas de MT para uso eléctrico deben serMETALENCLOSED (es decir metálicas), pero dentro de esta clasificación pueden sercompartimentadas o sin compartimentar. Las celdas con cuatro compartimientos (BajaTensión, Cables, aparato de maniobra, y conducto de barras) se denominan METALCLAD.

[29] http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/2011/09/concepto-y-aplicacion-de-celdas-de-mt.html


[40]

La división entre compartimientos debe ser galvánica (es decir metálica y puesta a tierra). Unadivisión aislante no es galvánica, y de existir (por ejemplo los aisladores de contacto fijo oaisladores campanas) deben poseer una pantalla metálica o cortina que brinde la separacióngalvánica antes de habilitar el ingreso de un operador al compartimiento.

Un recinto metálico y puesto a tierra asegura que no existe ningún potencial eléctrico quepueda afectar al operador que trabaje dentro del mismo. Si la separación con otrocompartimiento con tensión fuera aislante, al apoyar una mano sobre ésta podría recibir unadescarga eléctrica que atravesaría la placa.

Una celda puede ser METALCLAD, pero no necesariamente de seguridad aumentada. Paraello debe tener un diseño especial para soportar una descarga interna (construcción sólida deltipo blindado, puertas con trabas múltiple, tapas con ganchos de retención, Visores que novayan a astillarse durante la falla.

2.1.1 Pruebas y Certificaciones

Además, lo más importante, debe contar con un protocolo de ensayo de arco interno en unlaboratorio reconocido. El ensayo debe efectuarse sobre los tres compartimientos de Mediatensión. Normalmente las empresas distribuidoras y transportadoras exigen 1 segundo con lacorriente máxima de falla garantizada. El resultado se considera satisfactorio si los trescompartimientos pasan los ensayos.

El ensayo de arco interno garantiza la seguridad del operador, pero el equipo que sufrió unafalla puede quedar inutilizado. Además luego de que se disipó la falla la celda siguequemándose interiormente llenando toda la sala de humo. En algunos casos, para evitar queeste humo pueda dañar otras instalaciones de la sala, se colocan Conductos de Expansión deGases de Falla con conexión al exterior.

También puede limitarse la posibilidad de ocurrencia de fallas por cortocircuitos ocasionalesde barras (por ejemplo una herramienta que se cae por una tapa abierta del tablero o un animalque pueda ingresar al mismo), mediante la aislación de las barras con termocontraíble, y delas uniones con tascas del mismo material unidas con tornillos de nylon.

2.1.2 Clasificación de las Celdas.

• Celdas para Distribución Primaria: Empresa transportadora grandes industrias.

• Celdas para Distribución Secundaria: (cámaras de transformación, pequeñas industrias).


[41]

Las celdas de Distribución Primaria poseen interruptores extraíbles, que al permitir su rápidorecambio en caso de falla o de necesidad de mantenimiento, da mayor flexibilidad deoperación. Para asegurar que la extraibilidad funcione correctamente a largo plazo y no seconvierta en un dolor de cabeza, por ejemplo si se traba y no puede sacarse un interruptor), esrecomendable que tanto el diseño de la misma como el interruptor sean del mismo fabricante.

Es común que algunos fabricantes que no tienen línea de interruptores propios, coticen unaobra con el aparato que consigan a mejor precio en el mercado, y luego lo adapten a un carroextraíble. Este proceder no puede asegurar un buen funcionamiento a largo plazo, aunquepasen los ensayos de recepción. Se estarían llevando un prototipo.

Las celdas de Distribución secundaria poseen interruptores fijos. En estos casos para permitirel acceso al aparato para su cambio o mantenimiento, deben contar con un seccionador aguasarriba que lo separe de las barras con tensión, y eventualmente seccionadores depuesta a tierrapara garantizar la seguridad del operador. La maniobra no tiene ninguna flexibilidad, y losequipos son inadecuados para instalaciones donde no puede haber cortes prolongados.

Desde el punto de vista de costos no hay razón para que las celdas compactas en vacío seamás caro que el SF6, pues son menos piezas y tiempos de fabricación. De aparecer así es solopor motivos comerciales.

Las celdas metalclad (también llamadas cubículos o cuadros) poseen las siguientescaracterísticas mecánicas y eléctricas:

El interruptor de potencia es extraíble, además de poseer el mecanismo de interrupción delarco, está equipado con un mecanismo para removerlo físicamente del resto del cubículo ycolocarlo entre las posiciones de conexión y desconexión de la red por medio de elementosdesconectadores acoplados en el compartimiento de interrupción tanto a la entrada como a lasalida del interruptor.

El interruptor puede ser extraíble por medio de un carrito (lo que comúnmente se denomina“truck mounted”), o puede extraerse sin carrito (“fixed mounted”), sin embargo son notableslas ventajas al utilizar celdas metalclad con extracción por carrito puesto que el peso delcompartimiento del interruptor puede ser una desventaja tanto a la hora de retirarlo como a lahora de montarlo en la celda.

Los compartimientos de la celda (que generalmente son interruptor, barras, cables dealimentación, transformadores de potencial y de corriente, instrumentos de control ymedición, cuchillas de puesta a tierra, u otros), están separados unos de otros por medio deplacas metálicas aterrizadas e interconectadas por aisladores pasantes de resina epóxicaresistentes a los problemas de suciedad y a esfuerzos electrodinámicos.

Al abrir la puerta de la celda, una placa metálica frontal de protección y un vidrio deprotección no permite el acceso al compartimiento del interruptor al estar energizada la celda,


[42]

lo que crea un bloqueo de seguridad puesto que no se puede ingresar a las partes energizadasde las celdas hasta que se enfríe la celda, sin embargo, puede observarse la condición internade la celda por medio del vidrio.

Se disponen de bloqueos mecánicos y eléctricos de tal manera que se deba ejecutar unacorrecta secuencia de maniobras (con las herramientas adecuadas) para poder ingresar a laspartes eléctricas de la celda cuando se encuentra desenergizada, asegurando que los operariosno incurran en errores fatales a la hora de realizar maniobras con las celdas.

Se disponen de detectores de presencia de voltaje sin la necesidad de ingresar propiamente alas partes que se suponen están desenergizadas.

Los instrumentos de medición y control como lo son los relés, equipos de calidad de energía,etc., se encuentran debidamente aislados de los componentes de M.T. por medio de placasmetálicas aterrizadas, evitando voltajes inducidos e interferencia que se puede producir por laspartes energizadas.

2.2 PARTES DE UNA S/E CON CELDAS METALCLAD

Aquí tenemos como ejemplo un esquema de una subestación tipo interior usando celdas metalclad.


[43]

Figura 2.2 Esquema de celdas Metalclad

1 Compartimento de baja tensión

2 Relé de protección multifuncional SIPROTEC 4 (ejemplo)

3 Indicador de posición del interruptor de potencia

4 Abertura de mando para tensar los resortes del interruptor de potencia

5 Pulsador de CIERRE del interruptor de potencia

6 Indicador de “resorte tensado”

7 Contador de ciclos de maniobra del interruptor de potencia

8 Indicador de posición para la función de “seccionamiento” del interruptor de tres

posiciones

9 Indicador de disposición de servicio

10 Indicador de posición para la función de “puesta a tierra preparada” del interruptor de tres

posiciones


[44]

11 Corredera de preselección y dispositivo de inmovilización para las funciones de

“seccionamiento / puesta a tierra” del interruptor de tres posiciones

12 Palanca de interrogación

13 Abertura de mando para la función de “seccionamiento” del interruptor de tres posiciones

14 Abertura de mando para la función de “puesta a tierra preparada” del interruptor de tres

posiciones

15 Opción: Transformador de tensión para el embarrado (juego de barras), enchufable

16 Juego de barras unipolar, totalmente aislado, enchufable, puesto a tierra en la parte exterior

17 Opción: Transformador de corriente para el embarrado

18 Cuba de la celda soldada herméticamente, llena de gas SF6

19 Seccionador de tres posiciones

20 Pulsador de APERTURA del interruptor de potencia

21 Tubo de maniobra al vacío del interruptor de potencia

22 Alivio de presión (disco de ruptura)

23 Sistema detector de tensión capacitivo

24 Dispositivo de inmovilización para la derivación (adecuado para bloquear con un candado)

25 Dispositivo de seccionamiento del transformador de tensión de la derivación

26 Pasatapas del transformador de tensión de la derivación

27 Opción: Transformador de tensión de la derivación

28 Opción: Canal de alivio de presión

29 Compartimento de cables

30 Mecanismo de funcionamiento para el interruptor de tres posiciones

31 Mecanismo de funcionamiento para el interruptor de potencia

32 Transformador de corriente de la derivación

33 Conexión de cables con conector en T de cono exterior

34 Accionamiento del dispositivo de seccionamiento del transformador de tensión de la

derivación

35 Embarrado de puesta a tierra con conexión de puesta a tierra

36 Chapas guía en la conexión de cables


[45]

[30]2.2.2 CONTINUIDAD Y CONFIABILIDAD.

Las celdas metalclad ofrecen una máxima continuidad del suministro eléctrico debido a laalta calidad de su diseño, fabricación y mantenimiento casi nulo, que se basa en una estructuracompartimentada, blindada e independiente, que le permite realizar comprobaciones de cabley cambio de compartimento sin necesidad de desenergizar la barra, mientras funciona el restode la instalación. El interruptor extraíble garantiza la continuidad de servicio.

Se han comparado los diversos esquemas de S/E compactas para hacer resaltar sus ventajas ydesventajas, la base de comparación que se utiliza es la justificación económica de un gradoparticular de confiabilidad. La determinación del grado de confiabilidad requiere de unaevaluación de condiciones anticipadas de operación y la continuidad del servicio requeridapor la carga a la que haya de servicio.

Las celdas metalclad aseguran la continuidad en el servicio, debido a que pueden transformarla tensión de suministro de las redes de distribución, en media tensión permitiendo unaestabilidad en sus circuitos secundarios de utilización.

Estas subestaciones cumplen con normas internacionales ANSI, IEC e IEEE, paraproporcionar máxima confiabilidad en su operación y seguridad al personal que la maneja.La segregación metálica entre los compartimentos de barras y de línea constituye la garantíade continuidad y continuidad del servicio.

Por lo general todos los interruptores están programados con recierres logrando afectar pocola continuidad de un circuito si se presenta alguna anomalía como un cortocircuito o unasobrecarga instantánea que se libera de un instante a otro.

Para garantizar tanto factores de confiabilidad como continuidad, no debemos dejar de lado eltipo de configuraciones de barra ya que de ello también depende en gran parte los dos factoresanalizados en esta parte del trabajo.

[30]Ormazabal, Sistema Modular CPA-AMC con aislamiento en aire y compartimentación metálica, p.8


[46]

[31] 2.2.3 SEGURIDAD

La seguridad que ofrecen las celdas metalclad utilizadas en las S/E está dada por variosaspectos, entre ellos tenemos:

2.2.3.1 Protección a Personas

Las celdas metalclad acreditan la resistencia ante arcos internos con los ensayos certificadosconforme con la norma IEC 62271- 200. En caso de falla interna la descarga de sobrepresiónse realizara por la parte superior a través del canal destinado a este efecto.

Para valores e arco interno de hasta 31,5 kA, las celdas vienen equipadas con absorbentes dearco que no son más que sistemas de enfriamiento que atenúa la velocidad y presión de losgases ocasionados por el arco, estos instalados sobre compartimentos de barras.

Además la protección del personal se ve incrementada por el conjunto de enclavamientos queimpiden la realización de maniobras incorrectas.

2.2.3.2 Enclavamientos

Las celdas metalclad ofrecen una serie de enclavamientos que permiten un servicio fiable yseguro, estos enclavamientos nos permiten:

1. Impiden la realización de operaciones erróneas.2. Imposibilitan, bajo condiciones inapropiadas:

-La inserción o extracción de palancas de maniobra

-El accionamiento de equipos de maniobra.

-Cambiar la posición de módulos extraíbles.

-La apertura o cierre de las puertas de los compartimentos de interruptor y de cables.

-La intercambiabilidad de módulos inapropiados.



[47]

2.2.3.3 Compartimentación Metálica

La separación metálica entre los diferentes compartimentos confiere a las celdas metálicasuna elevada seguridad y resistencia frente a un eventual arco eléctrico interno asegurando:

-La integridad física de las personas.

-Las propiedades mecánicas y eléctricas de los otros compartimentos.

-Que el arco se dé solo en el compartimento afectado.

Figura 2.3 Montaje de una celda Compacta, con el equipo necesario de seguridad.


[48]

[32]2.2.4 MANTENIMIENTO

Las celdas metalclad están diseñadas y fabricadas para que estén libres de mantenimiento esdecir su mantenimiento es casi nulo dentro de los puntos más importante en mantenimiento aS/E que usan celdas metalclad se mencionan:

2.2.4.1Mantenimiento Preventivo

La subestación compacta generalmente no requiere de cuidados particulares de atención omantenimiento. De cualquier modo, para asegurarse de una operación segura y confiable,deberá ser necesaria una serie de revisiones en intervalos de tiempo definidos, la frecuencia delos cuales dependerá de las condiciones ambientales y de operación.

Dentro de los trabajos de mantenimiento preventivo, se recomienda las siguientes acciones almenos cada año:

• Siga las reglas básicas de seguridad y utilice los accesorios de seguridad requeridos (tarima,guantes, casco, cables para conexión a tierra, etc.)

Mecanismo de Puesta a Tierra.

•La subestación cuenta con un sistema de puesta a tierra interconectado entre las cuchillas ylos apartarrayos, el cual permite aterrizar las cargas residuales y tiene la finalidad de dar masprotección en el momento de efectuar cualquier mantenimiento.

Inspección Visual y Limpieza

Con la finalidad de detectar posibles daños al equipo o accesorios de la subestación se debecomprobar los siguientes puntos:

• Limpie las superficies de barras, aislamientos, contactos, boquillas que se encuentran suciascon desengrazante y solvente dieléctrico.

• Verificar que los tornillos de todas las uniones y conexiones se encuentren perfectamenteapretadas.

• Solamente aplique parafina como lubricante sobre las superficies de contacto. Nunca utilicegrasa orgánica, aceite o algún tipo de lubricante industrial.


[49]

• Lubrique ligeramente las partes móviles del mecanismo de operación (mecanismo operador,puntos de giro flecha accionamiento resorte)

• En el caso de cuchilla de paso de operación sin carga, verifique que las navajas esténalineadas entre sí y con respecto a los contactos fijos.

• En el caso de desconectadores o de cuchilla de paso de operación con carga, compruebe quelas barras o cables conectados a las terminales del desconectador o cuchilla de paso no ejerzano apliquen fuerza alguna, ya que esto puede provocar que se desalinean las cámaras conrespecto a los ganchos o bien desajustes que entorpezcan el buen funcionamiento del equipo.

• Realice varias operaciones de apertura y cierre del equipo a través del mecanismo operador.

• En el caso de desconectadores de operación con carga, cerciórese presionando con ayuda deuna pértiga o la mano, de que en la posición cerrado, los ganchos de arqueo hayan entradohasta su tope en la cámara de extinción del arco.

• No opere el aparato sin haber aplicado antes parafina como lubricante sobre las superficiesde contacto.

• Conexiones. Deberán estar sólidamente sujetas y firmes.

• Nivel de Carga. Es importante que el transformador esté suministrando la carga para lo cualfue instalado, ya que al ser rebasadas las sobrecargas no permitidas según las normas, seestará disminuyendo la vida útil del equipo.

2.2.4.2 Mantenimiento CorrectivoLos trabajos a efectuar dentro del mantenimiento correctivo dependerán de los resultados nosatisfactorios obtenidos durante los trabajos periódicos efectuados en el mantenimientopreventivo.

Dentro de las posibles fallas en las subestaciones compactas tenemos:

-Fallas en los fusibles: Se pueden presentar fallas de corto circuito en las instalaciones, lo queprovoca la operación de los fusibles.

-Falla en los apartarrayos: Se pueden presentar fallas de sobretensiones en las instalacionesprovocadas por descargas atmosfericas, lo que propicia fallas de los mismos.

Fallas en los devanados del transformador: Para resolver este tipo de fallas es muy importanteque sean atendidas por personal capacitado y que sepa interpretar el funcionamiento delequipo, ya que su mala ejecución puede provocar la destrucción del equipo y la invalidez de lagarantía.

[32]Zetrak, Manual de Instalacion, Operación y Mantenimiento, p.12


[50]

Dentro de las fallas más frecuentes tenemos:

• Conexiones flojas

• Fallas entre espiras

• Corto Circuito Externo

• Sobretensiones

• Sobrecargas

Figura 2.4 Labores de Mantenimiento en una S/E Tipo Interior


[51]

[33]2.2.5 FLEXIBILIDAD

Las subestaciones compactas diseñada con la tecnología más avanzada y fabricada con elsistema de módulos independientes que permiten, por su flexibilidad de diseño, ajustarse confacilidad a las especificaciones actuales y futuras de los clientes. Además, su estructuraproporciona versatilidad en la instalación.

El diseño de las celdas metalclad ofrece una gran flexibilidad funcional, que se caracterizapor:

-La accesibilidad frontal a los compartimentos,

-La posibilidad de instalación contra la pared,

-La sencilla ampliación en obra de las instalaciones existentes,

-La fácil configuración y selección de elementos a instalar en la cabina (interruptoresautomáticos, transformadores de tensión e intensidad, etc.),

-La intercambiabilidad de módulos extraíbles para compartimentos idénticos,

-La indicación del estado de los interruptores y su mando frontal,

-La evacuación de gases por la parte superior.

-Flexibilidad en cuanto a equipamiento de baja tensión (compartimento desmontable, cablesenchufables)



[52]

Figura 2.5 Ambientes de una S/E.

CELDA CON INTERRUPTOR

1 Compartimiento de baja tensión removible

2 Tablero mecánico de maniobras

3 Zócalo de sistema de indicación capacitiva de voltaje

4 Mecanismo del seccionador de 3 posiciones

5 Mecanismo de operación del interruptor

6 Terminación de cable

7 Transformador toroidal de intensidad

8 Cono externo


[53]

9 Disco de ruptura

10 Interruptor a vacio

11 Seccionador de 3 posiciones

12 Sistema de barras

13 Zócalo para transformador de potencial

14 Transformador de potencial en tecnología plug-in

Figura 2.6 Características eléctricas de una celda Compacta.


[54]

CAPÍTULO III: Subestaciones Eléctricas Convencionales TipoExterior

En este capítulo también se estudiará criterios de importancia dentro de una S/E convencionaltales como flexibilidad, mantenimiento, seguridad, confiabilidad, continuidad para tener unaidea más clara para poder realizar la respectiva comparación con las S/E compactas que usanceldas metalclad en el próximo capítulo.

Figura 3.1 Subestación tipo Exterior.

3.1 [34] MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Tomando en cuenta que las subestaciones eléctricas tipo exterior son un componenteimportante de los sistemas de potencia, además de ser los de mayor costo económico, y que lacontinuidad del servicio depende en gran parte de ellas; es necesario aplicar a estos sistemas(subestaciones) una adecuada Gestión de Mantenimiento.

Esta gestión deberá observar al mantenimiento preventivo, englobando al mantenimientopredictivo, para revisar con cierta frecuencia el estado de los equipos, al mantenimientocorrectivo para reparaciones o reemplazos preventivos, el cual deber tener cierta planificaciónpara intervenciones de emergencia, y al mantenimiento proactivo, para el análisis y revisiónperiódica de la gestión, y para la evolución del mantenimiento y sus procedimientos. Todoesto interrelacionado entre sí, conformando así al Mantenimiento Integrado.


[55]

3.1.1 Actividades a realizar durante un mantenimiento preventivo programado asubestaciones

3.1.2 Mantenimiento a gabinete de subestación eléctrica

Con el fin de conservar en buen estado funcional todos los elementos que integran unasubestación eléctrica, se realiza el servicio de mantenimiento preventivo el cual consiste en larevisión física, limpieza, lubricación, apriete de conexiones, así como pruebas mecánicas,eléctricas y dieléctricas. Lo anterior se realiza utilizando el equipo de seguridad y herramientaadecuada, así como equipos de prueba, tales como medidor de resistencia de aislamiento(megohmetro), medidor de resistencia de contacto (ducter) y medidor de resistencia a tierra(terrometro ó telurómetro). Durante la ejecución del servicio, se deben de cumplir lascondiciones de seguridad establecidas por la empresa distribuidora y las normasinternacionales.

3.1.3 Mantenimiento a transformador

Con el objetivo de verificar la condición general del transformador y programar las medidaspreventivas o correctivas, se realizar el mantenimiento preventivo, así como pruebas eléctricasy dieléctricas. El servicio consiste en la inspección física al transformador, así como pruebasde resistencia de aislamiento, relación de transformación, resistencia óhmica, factor depotencia y resistencia a tierra. Lo anterior se realiza con equipos de medición y pruebadiseñados para tal fin, siguiendo los lineamientos de la empresa distribuidora.

3.1.4 Análisis del aceite del transformador

Con el fin de verificar la condición del aceite y programar las medidas preventivas(regeneración) o correctivas (cambio), se realiza el análisis de las características físicas,eléctricas y químicas del aceite. El servicio consiste en la obtención de una muestra de aceiteaislante del transformador, y envío para su análisis correspondiente en un laboratorioacreditado para tal fin.

Para detectar fallas incipientes en los transformadores antes de que desarrollen ydesencadenen en una falla mayor provocando pérdidas de producción, se realiza el muestreode aceite y se envía al laboratorio para identificar y medir la concentración de gases disueltosen el líquido aislante. El análisis de gases disueltos en el líquido aislante, se realiza utilizandoun Cromatógrafo de Gases.

[34]http://www.balperin.com.mx/servicio_mantenimiento_subestacion.shtml#resumen_1


[56]

3.1.5 Mantenimiento a tablero de distribución

Con la intención de conservar en buen estado funcional los interruptores, contactores, y engeneral todos los elementos que integran un tablero, se realiza el servicio de mantenimientopreventivo, el cual consiste en la revisión física, limpieza general, reapriete de conexiones, asícomo pruebas mecánicas y eléctricas (resistencia de aislamiento y resistencia de contacto). Loanterior, se realiza utilizando el equipo de seguridad y herramienta adecuada, así como equipode medición correspondiente. Durante la ejecución del servicio, se deben de cumplir lascondiciones de seguridad establecidas por la empresa eléctrica distribuidora.

3.1.6 Medición de resistencia del sistema de tierras

Se realiza la medición de resistencia de los electrodos de puesta a tierra, así como lacontinuidad de conexiones. Dicha medición se realiza utilizando un terrómetro o telurómetro.

Figura 3.2 Medición de la Malla de Tierra.

3.1.7 Mantenimiento preventivo

El mantenimiento preventivo a subestaciones se divide en dos componentes:

Inspección visual. Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizarla línea, no utiliza herramientas ni instrumentos en la mayor parte de los casos, y como sunombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales. Tiene la finalidad de revisarvisualmente el estado exterior de los equipos.


[57]

Figura 3.3 Termografía al Transformador de Potencia

3.1.8 Mantenimiento Correctivo

El mantenimiento correctivo puede considerarse dividido en dos partes:

Mantenimiento correctivo programado. Es una actividad correctiva que implica reparacióny reemplazo de piezas que tiene carácter preventivo, ya que en función de las condiciones delequipo o de ciertos parámetros se efectúan las reparaciones con la intención de anticiparse yprevenir daños mayores que afecten a la disponibilidad del equipo.

Mantenimiento correctivo por avería. Se presenta cuando existe una falla o avería grave dealgún o algunos equipos de la subestación, estas averías se presentan por causas ajenas a lavoluntad de los responsables de la subestación, y se deben a factores externos: condicionesclimáticas, daños de terceros, problemas en la línea de transmisión o distribución.

3.1.9 Mantenimiento Proactivo

El mantenimiento proactivo consiste en el estudio de fallas y análisis de la actividad demantenimiento, para poder obtener conclusiones y dar sugerencias para mejorar la función demantenimiento.

El estudio de incidencias y análisis de fallas es una actividad relacionada con la subestaciónen general. La programación de esta actividad y su realización dependerá del criterio de laempresa, en función de los problemas que se deseen analizar.


[58]

El mantenimiento a subestaciones se convierte en una función importante dentro de lasempresas del sector eléctrico, debido a que de un correcto mantenimiento, y de la reducciónde fallas mediante la prevención, dependerá la continuidad del servicio eléctrico.

Es sabido que no se podrán reducir a cero las fallas de un sistema eléctrico, pero lo importanteserá evitar la ocurrencia de aquellas fallas que pudieron haberse prevenido, en especial las quepudieron causar serias averías o la destrucción de los equipos de la subestación, por ser estosde elevado costo y además de que su reemplazo o reparación implica la movilización derecursos humanos y materiales, con su consecuente costo económico, sin mencionar el tiempode parada del servicio y las multas que esto podría implicar. El mantenimiento preventivo,adecuadamente orientado, se encargaría de prevenir estas consecuencias.

Aún así, en caso de presentarse un incidente que requiera la intervención del mantenimientocorrectivo, éste deberá efectuarse de manera ordenada y eficiente, para evitar retrasos porimprevistos y lograr reestablecer el servicio lo antes posible, es por eso necesario planificar el,mantenimiento correctivo, aunque no se puede planificar cuándo y dónde podría presentarseuna falla o una avería, si se puede planificar cómo estar preparados para tal eventualidad, encuanto a recursos y procedimientos, incluso podría tenerse un software para tal finalidad.

El Mantenimiento no es estático, como cualquier ingeniería debe estar en constante evolución,por lo cual, una gestión de mantenimiento, aplicada a cualquier sistema, deberá estar siemprebajo análisis y revisión de procedimientos, que es donde entra el mantenimiento proactivo, elcual, mediante herramientas de toma de decisiones, procedimientos para análisis de problemasy proposición de soluciones, en la formación de grupos de trabajo, denominados Círculos deMantenimiento (adaptación de los Círculos de Calidad, usados en TQC), o mediante lafunción de Planificación y Desarrollo de Mantenimiento, sirven para este fin, la evolución delMantenimiento.

Todos los mantenimientos deben estar interrelacionados entre sí, formando así alMantenimiento Integrado, que es el que se aplica a subestaciones, en este caso. Ninguno delos mantenimientos puede estar separado de los demás, cada uno depende de los otros, asícomo los otros dependen del mismo; por ejemplo, un mantenimiento correctivo aplicado parareparaciones menores, determinadas en función a los resultados del mantenimiento predictivo(mantenimiento preventivo programado), se convierte en un mantenimiento preventivo paraevitar averías mayores, y si el proceso es luego analizado en ‘escritorio’ por un grupo detrabajo, para su mejora continua, se muestra que existe interrelación entre los mantenimientosaplicados a un sistema, en este caso, el mantenimiento integrado aplicado a subestaciones.

3.2 CONTINUIDAD Y CONFIABILIDAD

La continuidad y confiabilidad en las subestaciones exteriores queda definida por el ajuste oarreglo de barras que se disponen para la subestación pues de ellas depende de que uncircuito o barra siga energizado o no ya sea por labores de mantenimiento, falla o por


[59]

cualquier otra razón, y por lo tanto la continuidad del servicio también depende diractementede ello; siendo las siguientes configuraciones las más conocidas y usadas en nuestro medio.

3.2.1 Concepto de Confiabilidad. [35] “La confiabilidad se define como la probabilidad de queuna subestación pueda suministra energía durante un periodo de tiempo dado con al menosun componente fuera de servicio.”

3.3 Configuración de Barras3.3.1 Barra Sencilla o Simple. La energía se distribuye desde una sola barra que unemínimo dos circuitos. No se utiliza en S/E grandes, debido que puede darse una extensainterrupción del servicio eléctrico en caso de falla de un interruptor automático.

Figura 3.4 Esquema de barra Simple

3.3.2 Barra Principal más barra de Transferencia.

Este esquema tiene la facilidad de que se puede hacer la transferencia de carga de un tramo,mientras se da mantenimiento al interruptor correspondiente. También proporciona elmantenimiento de seccionadores de línea y transferencia con mayor facilidad, desenergizandoúnicamente el tramo asociado. No se necesita de grandes terrenos para su construcción . Parala realización del mantenimiento de la barra y los seccionadores asociados, es necesariodesenergizar totalmente la barra.

[35] Linares, Escobar J. (2009). Diseño De Subestaciones Trabajo previo a la obtención del título de Ingeniero eléctrico. p.20


[60]

Figura 3.5 Esquema de Barra Principal y Transferencia

3.3.3 Barra Doble. Utiliza dos barras igualmente significativas y del mismo calibre unidopor un acople.

Normalmente se operan las dos barras energizadas. A veces se mantiene una barra sin energíaen esos casos todos los circuitos se enlazan a una sola barra y mientras dura el tiempo demantenimiento se los traslada a la otra barra.

Figura 3.6 Esquema de Barra doble

3.3.4 Barra doble con seccionador de By-pass. Existe un seccionador de paso directo enparalelo con cada alimentador para proporcionar el mantenimiento del interruptor de esealimentador transfiriendo el circuito al campo de acople. El acople hace la transferencia perono en forma paralela.


[61]

3.3.5 Barra doble más barra de Transferencia. Se realiza con dos barras dobles y unatercera utilizada para transferir circuitos.

Lleva el nombre de interruptor de acople el que une las dos barras entre si y el que acopla lasdos barras principales con la barra de transferencia lo conoce como interruptor detransferencia.

3.3.6 Anillo. Los circuitos se conectan en serie formando un anillo hecho por interruptores yno existe una barra colector. Normalmente todos los interruptores permanecen normalmentecerrados.

Figura 3.7 Esquema de Barra en anillo

3.3.7 Doble Interruptor y medio. Son S/E que consta de dos barras principales con tresinterruptores. Se puede hacer el mantenimiento de un disyuntor sin dejar sin servicio al tramocorrespondiente. Lo que no pasa con los seccionadores que se debe dejar sin energía al tramopara realizar labores de mantenimiento.


[62]

Figura 3.8 Esquema de Barra Doble interruptor y medio.

3.4 SEGURIDAD

La seguridad en S/E convencionales están ligadas directamente a las distancias de seguridadentre sus diferentes componentes como distancias entre personas y dispositivos, malla detierra, etc. A continuación presentamos los aspectos más importantes que deben considerarsedentro de una S/E en cuanto a seguridad.

[36] 3.4.1 La conexión a tierra de subestaciones es sumamente importante

Las funciones de conectar a tierra un sistema se enumeran a continuación:-Suministrar la conexión a tierra para el neutro, transformadores, reactores y capacitores.-Es por donde se descargara a pararrayos d, protectores, espinterómetros y equipos deprotecciones atmosféricas.

[36] BuenasTareas.com. Recuperado 10, 2010, de http://www.buenastareas.com/ensayos/01213/899008.html


[63]

-Garantizan la seguridad del personal de operación al limitar las diferencias de potencial quepuedan existir en una subestación.

-Proporcionan un medio de descarga y desenergizar equipo para efectuar trabajos deconservación en el mismo.

-Proveen una trayectoria de resistencia suficientemente baja a tierra, para reducir al mínimouna elevación del potencial a tierra con respecto a tierra remota.

Los requerimientos de seguridad de las subestaciones exteriores exigen la conexión a tierra detodas las partes metálicas de interruptores, estructuras, tanques de transformadores, calzadasmetálicas, cercas, montajes de acero estructural de edificios, tableros de conmutación,secundarios de transformadores de medida, etc., de manera que una persona que toque elequipo o se encuentre cerca del mismo, no pueda recibir descarga peligrosa si un conductor dealto voltaje entra en contacto con cualquier parte del equipo arriba enumerado.

En general, esta función se satisface si toda la armazón metálica con la que una persona puedahacer contacto o que una persona pueda tocar al estar de pie en tierra, se encuentra de talmodo unida y conectada a tierra que no puedan hacer potenciales peligrosos. Esto significaque toda parte individual del equipo, toda columna estructural, etc., debe tener su propiaconexión a la malla a tierra de la subestación.

El sistema básico de tierra de subestaciones, utilizado en la mayor parte de las plantaseléctricas, toma la forma de una red de conductores enterrados horizontalmente. La razón porla que la red sea tan eficaces se atribuye a lo siguiente:

En sistemas en donde la corriente máxima de tierra puede ser muy alta, raras veces es posibleobtener una resistencia de tierra que sea tan baja como para garantizar que la elevación totaldel potencial del sistema no alcance valores inseguros para las personas. Si éste es el caso, elriesgo puede corregirse sólo mediante el control de potenciales locales. Una malla es por, logeneral, el modo más práctico de lograr esto último.

En subestaciones clase HV y EHV, no hay un electrodo que por sí solo sea adecuado paraproporcionar la necesaria conductividad y capacidad de conducción de corriente. Sinembargo, cuando varios de ellos se conecten entre sí, y a estructuras, bastidores de equipos, yneutros de circuitos que deban conectarse a tierra, el resultado es necesariamente una mallacualquiera que sea la meta original. Si esta red a tierra se entierra en un suelo deconductividad razonablemente buena, proporciona un excelente sistema de conexión a tierra.

Un sistema típico de malla a tierra para una subestación puede tener alambre desnudo decobre trenzado, # 4/0, de 12 a 18 pulgadas abajo del nivel y separados en forma de rejillaentre 10 y 20 pies. (Sin embargo, muchas veces se utilizan otros calibres de conductores,profundidades y separaciones entre conductores en la red.) Los alambres 4/0 de cada unión


[64]

deben estar unidos firmemente entre sí, y también puede estar conectada una varilla enterradade acero y recubierta de cobre, de 5/8 de pulgada de diámetro y alrededor de 8 pies de largo.

En suelos cuya resistencia sea muy elevada, puede ser conveniente enterrar las varillas amayor profundidad. Para asegurarse que todos los potenciales a tierra alrededor de la estaciónsean iguales, los diversos cables o barras a tierra del edificio de la subestación deben unirsemediante conexiones múltiples fuertes y conectarse todos a la tierra principal de la estación.Esto es necesario para que no haya diferencias apreciables de voltaje entre los extremos decables tendidos entre la playa de distribución y el edificio de la subestación.

Las distancias entre fase y fase de los componentes de la subestación deben cumplir con losrequisitos necesarios puesto que todas las distancias deben superar los 0.510m entre fases,además las distancias entre fases de las barras colectoras deben ser de una separación de1.02m, la altura de las barras con respecto a tierra física es cercana a 7m.

La distancia de separación entre componentes, por ejemplo entre interruptores tiene que seradecuado, cumpliendo las distancias exigidas por las normas internacionales que deben serseparaciones de más de 3 metros entre cada uno de ellos, brindando facilidad de que más de 2operarios se encuentren en esa misma área sin problemas de espacio a la hora de realizarlabores de mantenimiento.

3.5. FLEXIBILIDAD

3.5.1 Concepto de Flexibilidad. [37] “Es la propiedad de la instalación para acomodarse a lasdiferentes condiciones que se puedan presentar por cambios operativos en el sistema, yademás por contingencias y mantenimiento del mismo” depende mucho del mantenimiento dela S/E, entre las labores de mantenimiento más importantes tenemos:

Control de potencia reactiva para optimizar cargas en generadores.

Limitar niveles de corto.

Estabilidad en el sistema.

Independizar o limitar influencia de cargas.

[38] Puesto que la flexibilidad y la confiabilidad están ligadas directamente con el costo, laconfiguración final de la subestación debe ser el resultado del compromiso de estos dosfactores.

[37] Linares, Escobar J.(2009). Diseño De Subestaciones Trabajo previo a la obtención del título de Ingeniero eléctrico. p.20


[65]

Con frecuencia, después de la construcción inicial de una subestación exterior, se danrequerimientos de cambio y entonces los planes para las condiciones finales de la subestaciónse ven alterados. Para poder acomodar modificaciones no previstas en el futuro, debemosconsiderar la flexibilidad de arreglo, para garantizar las ampliaciones a menor costo, y sininterrupciones del servicio.

Para facilitar ampliaciones futuras en las subestaciones exteriores, el diseño original debeconsiderar todos los requerimientos de un pronóstico de crecimiento, el sitio o terreno queson de alta plusvalía para la subestación debe ser tan grande como resulte práctico para eldesarrollo futuro. Las grandes áreas facilitan cambios en la configuración básica de unasubestación exterior.

[38] Enriquez, H. (2000). Elementos de diseño de subestaciones eléctricas 2da Edición. México DF, Cap. 8, p 49


[66]

CAPÍTULO IV: ANÁLISIS COMPARATIVO DESUBESTACIONES.

Una vez estudiados los criterios de continuidad, confiabilidad, seguridad, mantenimiento yflexibilidad de las subestaciones tipo exterior convencional y tipo interior usando de celdasmetalclad, ahora pasamos hacer una análisis técnico entre las dos subestaciones estudiadasbasados en los criterios mencionados antes.

4.1 ESTUDIO TÉCNICO

4.1.1 CONTINUIDAD

En trabajos correspondidos a mantenimiento el tiempo de interrupción de la energía eléctricaserá siempre menor en S/E que usan celdas metalclad contrastado con las S/E tipo exteriordebido a que las celdas metalclad se podría decir que casi no tienen mantenimiento.

Las S/E tipo exterior al tener más componentes eléctricos y de mayor tamaño, por ende sumantenimiento será de mayor duración, por lo tanto se mantendrá mayor número de horasdesenergizada la subestación, comparando con S/E que usan celdas metalclad, ya que estastienen menos dispositivos eléctricos, por lo tanto será menor el número de horas estarádesenergizada la subestación.

Las S/E que usan celdas metalclad tienen otra ventaja en cuanto a continuidad debido a que esmás fácil implementar celdas ya que son de realizable instalación, entonces no se tendrá quedesenergizar por mucho tiempo la S/E, lo que no pasa en las subestaciones tipo exterior yaque se necesitan de grandes obras civiles para los diferentes equipos en consecuencia máshoras de interrupción del flujo eléctrico en comparación con S/E tipo interior que usan celdasmetalclad. Este criterio en base de que en caso se desearía ampliar las subestaciones.

Cabe recalcar que ambos tipos de S/E esta su continuidad ligada directamente a laconfiguración de la barra, en ambos casos se debería utilizar S/E con configuraciones de barraque respalden el servicio continuo.

Así mismo muchas de las veces hay equipos que se deben substituir por diferentes tipos defallo dentro de una S/E, las subestaciones tipo exterior tienen las desventaja de que susequipos tardan más en ser obtenidos y trasladados, por consecuencia es una ventaja encontinuidad para las subestación interior con celdas metalclad ya estas son más fáciles deadquirir y en algunos casos en las ED, los equipos están almacenados en sus bodegas.


[67]

4.1.2 Confiabilidad

Las subestaciones que usan celdas metalclad tienen la supremacía en comparación con lassubestaciones tipo exterior puesto que sus componentes no están de una manera tantoexpuestos a descargar atmosféricas, ni a efectos polución por ello la S/E tipo interior tieneuna ventaja en cuanto a confiabilidad del sistema ya que al tener menor riesgo de agentesexternos nos da la confianza de que el sistema tendrá menor número de fallas. Sin embargo seusan equipos con gran eficacia y en condiciones óptimas para el lugar donde vayan a serinstalados.

Para tratar de equiparar este tipo de fallos en subestaciones tipo exterior se usan materiales dealta calidad capaces de resistir los agentes atmosféricos externos por lo tanto aumenta su costoen cuanto a equipos. Además se usan equipos de protección como bayonetas, hilos de guarda,etc.

4.1.3 Mantenimiento

Como se habló anteriormente en las S/E tipo interior que usan celdas metalclad son demantenimiento casi nulo debido a que su fabricación fue hecha para esas condiciones, esto desu mantenimiento casi nulo se complementa al no estar afectadas por agentes externos declima, por lo tanto las subestaciones tipo exterior requieren de mayor mantenimiento ya queestas si están expuestas a agentes atmosféricos que suelen ocasionar daños en los diferentesequipos de las S/E tipo exterior.

De este criterio depende directamente los criterios anteriores ya que el tiempo de las laboresde mantenimiento afecta continuidad y confiabilidad en subestaciones.

La comodidad para el mantenimiento es otra ventaja en las S/E tipo interior ya que son máspequeñas y manipulables, algo que no se lo hace con la misma facilidad en S/E tipo exteriordebido a su gran tamaño muchas de la veces se necesita de grúas para dar mantenimiento,mientras que en las S/E interiores a lo sumo un montacargas.

En cuanto a costos de mantenimiento es mayor el costo en subestaciones convencionales queen subestaciones interiores debido a que poseen mayor cantidad de equipos, también aumentael costo en labores de mantenimiento a terrenos ya que en las S/E convencionales son demayor área. El mantenimiento en S/E interiores se lo hace con menor personal que en unaS/E convencional.


[68]

4.1.4 Seguridad

Las celdas metalclad poseen enclavamientos electromecánicos que brindan seguridad a losoperarios o electricistas para realizar cualquier maniobra dentro de la S/E, a diferencia de lasS/E convencionales que si bien tienen enclavamientos no poseen dispositivos con la mismaexactitud que en las celdas metalclad.

Debido a que las celdas metalclad bloquean los puntos energizados ya que tiene placasmetálicas que están aterrizadas presenta una gran ventaja, de esta manera se cumple con lasdistancias de seguridad, cabe recalcar otra ventaja de las celdas metalclad es que no nospermite el acceso a las partes energizadas de la celdas gracias a sus bloqueos. Los operariosestán libres de voltajes inducidos debido a la misma razón es decir a sus placas aterrizadas.

Una ventaja en las subestaciones convencionales que utilizan gas SF6 es que en caso de fugaestas se disipan con facilidad debido a que pasan al aire libre, mientras que en lassubestaciones interiores se deben tener controles de seguridad a través de sensores para evitarfugas de gas SF6, ya que una fuga en un lugar cerrado atenta contra la vida de los técnicos.

En una subestación tipo exterior la seguridad queda definida por su malla a tierra (tensionesde paso y contacto) y distancias de seguridad (las distancias de aislamiento en aire de fase atierra, de fase a objetos aterrizados, y entre fases), estos dos aspectos aseguran la vida de losoperarios dentro de la S/E cunado se encuentren dando labores de mantenimiento o porcualquier otro motivo.

4.1.5 Flexibilidad

Existen diferencias esenciales con las S/E convencionales en comparación con las compactas.La más importante a favor de las subestaciones compactas es que en éstas los espacios aocupar son muy reducidos. Por ejemplo dos subestaciones de la misma tensión nominal ypara las mismas funciones, ocupa un espacio entre el 3 al 8% del que le corresponde a unaconvencional De igual forma, el área ocupada por una compacta está entre el 3 al 12% de laque le corresponde a una convencional.

En zonas pobladas, cada día es más evidente la necesidad de proveer de energía eléctrica, quepor sus características físicas de dichas zonas es difícil satisfacerlas utilizando sistemas dealta tensión, lo que hace necesario la construcción de S/E.


[69]

El precio muy caro de los terrenos en estas ciudades, además la no factibilidad deconseguirlos de las medidas necesarias para construir una S/E tipo exterior prácticamentequeda descartada dicha posibilidad.

La solución para estos casos sería una S/E compacta , ya que ocupan espacios muy reducidosy son de fácil y rápido montaje.

También, en centrales hidráulicas o terrenos escarpados donde el espacio disponible para lainstalación de las subestaciones es sumamente reducido, las S/E compactas encuentran unaextendida aplicación. Lo mismo ocurre en instalaciones cercanas a industrias de alta polución.

Al momento de recalcar a la subestaciones compactas, se debe mencionar que el precio de suconstrucción es más barato en comparación con las S/E convencionales debido a que no seinvierte la misma cantidad de dinero en la compra de un terreno.

Por todos los puntos mencionados anteriormente no cabe duda que las subestacionescompactas que usan celdas metalclad tienen mayor flexibilidad.

4.2 [39] DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS

4.3 TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO ATMOSFÉRICO (BILo LIWL)

Es el valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico el cual caracteriza el aislamientodel equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se especifica solamente en seco, ya quela soportabilidad de los equipos a estos impulsos, de manera muy general, se afecta poco porla lluvia.

4.4 TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO MANIOBRA (BSL oSIWL)Es el valor pico de tensión soportada al impulso tipo maniobra, el cual caracteriza elaislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se debe especificar en secoy/o bajo lluvia, ya que la soportabilidad de los equipos de maniobra tiende a reducir bajo unalluvia de elevada precipitación. Normalmente la condición en seco se prueba para impulsos depolaridad positiva y la condición bajo lluvia para impulsos de polaridad negativa.

[39] http://www.angelfire.com/nc2/misdocumentos/subestacion/datosycalculos.html


[70]

4.5 FACTOR DE SEGURIDAD

Son las relaciones entre las tensiones soportadas con impulsos tipo maniobra o atmosféricos ylas tensiones máximas encontradas.

4.6 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL BIL DE UN EQUIPO(ALTURAS POR DEBAJO DE A 1000 M.S.N.M)

1. Obtener NPR y NPM del D.S.T

2. determinar KI: 1.25 ; KM: 1.15

3. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso atmosférico dado porel producto de NPR * KI.

4. Al valor encontrado en el paso anterior igualar al valor normalizado por encima y obtenerBIL normalizado.

5. Determinar BSL como BSL = K BIL

6. obtener la relación entre BSL y NPM

7. Determinar si se cumple KM < BSL/NPM

8. Si no se cumple lo anterior aumentar el BIL del paso 4 a un nivel superior y repetir lospasos 5 y 6 hasta obtener la relación KM <BSL/NPM.

Se aplica un factor de seguridad (KI) para relacionar el NPR y el BIL. Este factor tiene unrango entre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 un valor normalmente aplicado. Para niveles de tensióninferiores a 52kV, el valor KI más utilizado es1.4.Se aplica un factor de seguridad KM pararelacionar el NPM y el BSL. Donde K M = 1.15.Existe un factor de seguridad que relacionael BSL y el BIL y que depende del medio aislante así:

Equipos sumergidos en aceite, K = 0.83

Equipos aislados al aire, K = 0.6 a 0.75.


[71]

4.6.1 Para 2600 m.s.n.m

Factor de corrección por condiciones atmosféricas.

Factor de corrección por altura

Ka = . ∗ ( )H: altura sobre el nivel del mar

Tabla IINiveles de aislamiento Normalizados


[72]

4.7 DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN.

El dimensionamiento de una subestación es una de las actividades principales dentro de laetapa de diseño, puesto que incide prácticamente en todas las demás actividades y por lo tantoafecta el costo global.

Los niveles de tensión determinan las necesidades de aislamiento que garantizan la operaciónconfiable y segura para el personal y el equipo instalado en una subestación. Dichoaislamiento impone la especificación de materiales aislantes y de distancias entre losdiferentes elementos de patio, de tal forma que los gradientes de tensión a los cuales estánsometidos no rompan la rigidez dieléctrica del material aislante. Dicho de otro modo, losniveles de tensión y el material aislante determinan las distancias entre los diferenteselementos de patio de una subestación. A su vez, dichas distancias en conjunto con la potenciade trabajo determinan el tamaño de los equipos a utilizar.

En tal sentido, los principales factores a considerar en el dimensionamiento de unasubestación son las distancias criticas fase - fase y fase - tierra que deben existir en lasubestación para garantizar un nivel de aislamiento adecuado y las distancias de seguridadrequeridas para las labores de revisión y mantenimiento sin peligro alguno para el personal.

4.8 DETERMINACIÓN DE DISTANCIAS DIELECTRICAS ENSUBESTACIONES

Para obtener la adecuada coordinación de aislamiento en una subestación es necesario fijar lasdistancias a través del aire entre partes vivas de fases diferentes y entre partes vivas de fase ytierra. Para ello vamos a definir ciertos conceptos que se utilizan para comprender elproblema.3.11.1 Tensión critica de flameo (TCF): Es la tensión obtenida en forma experimental quepresenta una probabilidad de flameo del 50%.

En las normas se calcula el valor de TCF a partir del nivel básico de impulso, BIL, a nivel delmar o sea:

TCFnormal = . = . = 1092.6 kV


[73]

Como no se requieren factores de corrección, el TCF de diseño será de 1092.6kV.

Distancia de fase – tierra (m):

D min F –F = 1.04 (Katm) ᶺ-n = . ∗ ( . )ᶺ − , / = .3.11.2 Distancia de fase – fase (m): Para los barrajes flexibles hay que tomar losdesplazamientos debidos al viento o a los sismos. Para ello las distancias mínimas de diseñose pueden expresar como el producto de un factor que varía de 1.8 a 2 por la distancia mínimade fase a tierra dada de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar del lugar de la instalación

3.11.3 Distancias críticas para conductores flexibles (m): En la determinación de ladistancia dieléctrica para conductores flexibles se debe tener en cuenta, además del BIL de lasubestación, la flecha máxima del conductor. La siguiente formula empírica se aplica paraobtener la separación mínima que debe existir entre dichos conductores:

D = d + K *

Donde:

K = 7.5 para conductores de cobre y 10 para conductores de acero-aluminio

d, es la distancia horizontal entre fase para conductores rígidos.

f, es la flecha máxima del conductor en centímetros.

Para el caso de conductores en acero – aluminio:

D = 244,4 + 10 √ = 367cms = 3.67m

Para el caso de conductores de cobre:

D = 244.4 + 7.5 √ = 336cms = 3.36m


[74]

4.9 ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO

Esta altura se considera también como el primer nivel de barras (hs).

La altura mínima hs, de las partes vivas sobre el nivel del suelo en ningún caso debe serinferior a 3 metros, si no se encuentran aisladas por barreras de protección. La altura mínimade la base de los aisladores que soportan partes vivas no debe ser menor de 2.25 metros.

Prescindiendo de las tablas, la altura mínima de las partes vivas de cualquier equipo se calculade acuerdo con la siguiente expresión:

hs = 2.30 + 0.0105*Um

Donde:

Um es la máxima tensión de diseño del equipo en cuestión.

hs = 2.30 + 0.0105*245kV = 4.87m

4.10 ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS SOBRE EL NIVELDEL SUELO

La altura de las barras sobre el nivel del suelo debe considerar la posibilidad de que al pasaruna persona por debajo de las barras, esta reciba la sensación del campo eléctrico. Laexpresión que proporciona la altura de las barras colectoras (he), considerando la sensación decampo eléctrico es la siguiente:

he= 5.0 + 0.0125*Um

he= 5.0 + 0.0125*245kV = 8.1m

4.11 ALTURA DE REMATE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISION

Los conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una subestación no debenrematar a una altura hI inferior a 6m. Dicha altura se puede obtener de la relación:

hI = 5.0 + 0.006*Um


[75]

4.12 DISTANCIAS CRÍTICAS CONSIDERANDO EL BALANCEO DELA CADENA DE AISLADORES

Debido a que la cadena de aisladores suspendidos verticalmente son susceptibles demovimiento, se debe considerar una separación adicional en las distancias críticas eléctricasde tal forma que se tenga en cuenta el acercamiento producido por este efecto. El cálculo deesta separación se hace de acuerdo a la siguiente expresión:

S = Lk * sen q

Donde:

S, es la separación producida por el balanceo de la cadena de aisladores, expresada en metros.

Lk, es igual a la longitud de la cadena de aisladores, expresada en metros.

q , es el ángulo de balanceo máximo que puede llegar a ser de 10°

Lk = 14.6 (N-1) + Kf

Donde:

N = 1.15(Df/df)

Df = Kf (Um*Kd)

Df = 20mm/kV*(230kV*1.0) = 4600mm = 4.6m

N = 1.15*(4600mm/292mm) = 18.2 ≈ 18 aisladores por cadena

Lk = 14.6 (18-1) + 20 = 2682mm = 2.682m

S = Lk * sen q = 2.682 * sen 10° = 0.466m


[76]

4.13 CÁLCULO DEL INTERRUPTOR

Para poder elegir los interruptores a usar en cada uno de los puntos de instalación primerodebemos calcular algunos los siguientes parámetros:

4.13.1 Capacidad de ruptura

O capacidad de conexión y desconexión viene definida por la corriente de cortocircuito y suecuación es:

Pr = √ . .Donde:

Pr = Capacidad de ruptura, en MVA

Icc = Valor eficaz de la corriente de cortocircuito, en kVA

Un = Tensión nominal, en kV

4.13.2 Capacidad de conexión

Está definida por la corriente de choque (Ich), y su ecuación es la siguiente:

Pc = √ . .Donde:

Pc = Capacidad de conexión, en MVA

Ich = Valor eficaz de la corriente de choque, en kVA

Un = Tensión Nominal, en KV


[77]

4.13.3 Corriente de desconexión

Se define como la corriente máxima que deberá abrir cada uno de los interruptores,refiriéndose a esa corriente, como la de régimen permanente de cortocircuito.

Icc = .√Donde:

Icc = Valor de corriente de choque, en kVA

Scc = Potencia de cortocircuito, en MVA

Un = Tensión Nominal, en kV

4.13.4 Corrientes Nominales

La corriente nominal que deberá sobrepasar por cada uno de los interruptores la definimos porla siguiente ecuación:

In = .√

Donde:

In = Intensidad nominal, en kVA

Sn = Potencia nominal, en MVA

Un = Tensión nominal, en kV

Considerando las características calculadas anteriormente y comparando los resultados concatálogos de fabricantes se obtiene el interruptor de acuerdo a la necesidad de la subestación.


[78]

3.14 CÁLCULO DEL PARARRAYOS

Para elegir el pararrayo más indicado para una subestación se tiene en cuenta algunasconsideraciones entre ellas tenemos:

Considerasiones:

Sistema sólidamente aterrizado.

Pararrayos de Oxido de Zinc (ZnO).

Tensión máxima de 245 kV.

La tensión nominal de los pararrayos de ZnO, R, se encuentra teniendo en cuenta lossiguientes parámetros:

Tensión Continua de Operación (COV):

COV = √ = √ = . Sobretensión Temporal (TOV):

Como es un sistema sólidamente aterrizado, Ke=1.4

TOV = = .. = .La tensión nominal del pararrayos R, se elige seleccionando el mayor valor entre Ro y Re.

Ro = = .. = .Donde:

Ko es el factor de diseño según el fabricante el cual debe ser especificado por este. Un valorde Ko normalmente encontrado es 0.8.

Rt = = .. = .


[79]

Donde:

Kt es la capacidad del pararrayos contra sobretensiones temporales el cual depende del tiempode duración de la sobretensión.

Kt = 1.15 para 1 segundo.

Kt = 1.10 para 10 segundos.

Kt = 0.95 para 2 horas.

El mayor entre Ro y Re, es Re por lo consiguiente R es igual a:

R = Re * 1.05 = 180.03Kv * 1.05 = 189 kV

4.14 NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFERICO(NPR o LIPL)

El NPR de un pararrayos ZnO es considerado, en términos generales y para efectos decoordinación de aislamiento como el mayor entre los siguientes valores:

Tensión máxima residual para impulsos escarpados (1/(2-20) m s) de corrientedividido en 1.15. Para efectos prácticos es igual a 1.1*Tensión máxima residual 8/20ms.

Tensión máxima residual para impulsos atmosféricos a la corriente nominal dedescarga 8/20m s.

10 kA (Um£ 420kV)

15 kA (420kV<Um£ 550kV)

20 kA (Um>550kV)


[80]

4.15 NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO DE MANIOBRA (NPMo SIPL)

El NPM para un pararrayos de ZnO se obtiene así:

Sistema con tensión máxima menor de 145kV, máximo voltaje residual con impulsode corriente de maniobra (30/60m s) de 0.5 kA.

Sistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de maniobra debeser de 1kA.

Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser de2kA.

Valor Normalizado R = 192 kV.

NPM (SIPL) = 374 kV.

NPR (LIPL) = 442 kV.

4.16 CÁLCULO DEL TIRAFUSIBLE

Como sabemos que para calcular el tira fusible dentro de una subestación nos basamos en lacorriente y de esta depende el tira fusible a colocar, para ello usaremos la siguiente ecuación:

I = √ .Donde:

S = Potencia del transformador, en kVA

Vl = Voltaje línea-línea, en kV

I = Corriente que circulara por el tira fusible, en kVA.

Una vez obtenida la corriente nos guiaremos en la siguiente tabla para detreminar el tipo detirafusible a colocar.

4.17 NOTA¨Se usan los mismos cálculos par subestaciones tipo interior que usan celdas metalclad.”


[81]

Tabla IIICuadro de Protecciones.

TRAFO(kVA)

PRIMARIO(22.8 kV)IN TIRAF

U-SIBLE

IN BASES CARTUCHO

COND.

TIPO

30 0.76 2H 82.47 NH1 63 2/0 THHN45 1.14 3H 123.7 NH1 100 2/0 THHN50 1.26 3H 137.4 NH1 125 2/0 THHN75 1.89 5H 206.1 NH1 160 2/0 THHN100 2.53 6K 274.9 NH2 224 2X2/0 THHN112.5 2.84 6K 309.2 NH2 224 2X2/0 THHN125 3.16 6K 343.6 NH2 250 2X2/0 THHN


[82]

Subestación Convencional Tipo Exterior Subestación Interior Usando CeldasMetalclad

Definición: Son subestaciones que seconstruyen en terrenos expuestos a agentesexternos, y serequiere que los elementos que lascomponen sean capaces de mantener sufuncionamientosoportando diferentes condicionesclimáticas (lluvia, viento, sol, ambientessalinos, etc.).

Definición: Son subestaciones queutilizan componentes apropiados parainstalarse en interioresde edificios, están compuestas por losmismos elementos de una subestaciónconvencional, con la diferencia queutilizan tecnología más avanzada parareducir espacios como las celdasmetalclad

Características: Trabajan con mayorvoltaje en el lado de alta tensióncomparando con S/E que usan celdasmetalclad, son las más utilizadas por lasempresas distribuidoras, dentro de este tipode S/E existen Elevadoras, reductoras ySwitcheo. Son las subestaciones másantiguas.

Características: Las subestaciones queutilizan celdas metalclad se caracterizanpor tener cables dealimentación, dispositivos deinterrupción, barras de M.T., einstrumentos de medición ycontrol en una sola carcasa metálica, peroseparados unos de otros por placasmetálicasaterrizadas. Poseen un ducto de alivio degases que se encarga de evacuar lassobrepresionespresentadas al interrumpir uncortocircuito de gran magnitud o en casode un arco interno(caso de falla de la celda

Elementos Constitutivos-Cables de guarda-Torres-Aisladores-Pararrayos-Barras-Seccionadores-Interruptores-Transformadores de potencia, corriente ypotencial-Banco de baterías-Bayonetas-Reactores-Malla de puesta a tierra.

Elementos Constitutivos-Interruptor de potencia extraíble-Celdas metalclad-Seccionador-Pararrayos-Transformador de potencia-Instrumentos de medición y control-Malla a tierra.- Banco de baterías-Reactores

Ventajas Ventajas


[83]

-No existe mayor problema si se requiereampliar la S/E.

-Son las mayormente usadas en laactualidad por las empresas distribuidoras.

-Mayor continuidad del servicio por laconfiguraciones de barra q generalmentetienen estas S/E que son barra principal yauxiliar.

-Menor tiempo de construcción y maseconómica.

-Menor tiempo en cuanto amantenimiento.

-Se sustituye elementos de forma rápida.

-Menor Número de Fallas al ano.

Desventajas

-Mayor espacio físico para su construcción.

-Se requiere de mucho tiempo para sustituirelementos constituvos.

-Mayor Costo en construcción ymantenimiento.

Desventajas

-Mantenimiento rápido pero con personalmás capacitado.

-No hay como ampliarla fácilmente.

-El arreglo de barras que disponen lasceldas metalclad perjudica la continuidadalcompararse con las S/E exteriores queutilicen barra principal y auxiliar

4.1 Cuadro comparativo de subestaciones


[84]

[40] 4.18 EJEMPLO DE CÁLCULO DE PARAMETROS DE LASSUBESTACIONES

Cálculos para transformador 3Ø de 300KVAConductor Fase.

Datos:

S total = 300kVA

V operación = 480v

K = 1000

I operación =?

IOPERACION = Stotal (KVA) x 1000 / (√3 x Voperacion )

IOPERACION = 300KVA x 1000 / (√3 x 480V)

IOPERACION = 361.27 A

Con este amperaje ,ver calibre de conductor y verificar si es el correcto .

Esta corriente se divide para dos conductores, para que dicha corriente sea mas baja ycomparar con el número de conductores que se encuentran en ese instante conectados en cadafase del transformador de dicha subestación.

ICONDUCTOR = 361.27 / 2 conductores

ICONDUCTOR = 180,64 A

Por lo tanto el calibre del conductor Fase principal es:

2 x 4/0 AWG – TW ; 2 conductores / fase

Conductor Neutro

calibre del conductor neutro es igual al calibre del conductor fase.

4/0 AWG – TW

[40] Calle Alvarez H, Castillo Pincay P, Evaluación y Prevención de Riesgos en una Subestación p. 75-82


[85]

Dispositivo de Protección (Disyuntor principal)

“FUSIBLES E INTERRUPTORES”

Disyuntor Principal de 400 A - 3 polos

Cálculos para transformador 3Ø de 750KVA

Datos:

S total = 750kVA

V operación = 480v

K = 1000

I operación =?

Se aplica el mismo procedimiento que se hizo para el transformador de 300KVA

Conductor Fase

IOPERACION = 1970.57 A

ICONDUCTOR = 1970.57 / 8 conductores

ICONDUCTOR = 246.31 A

Por lo tanto el calibre del conductor Fase principal es:

8 x 350 MCM - TW ; 8 conductores / fase

Conductor Neutro:

Por lo tanto el calibre del conductor Neutro es:

350 MCM - TW

Dispositivo de protección (Disyuntor principal)

Por lo tanto el disyuntor principal es:

Disyuntor Principal de 2000 A - 3 polos

Cálculo de Corriente de Cortocircuito

Ejemplo:


[86]

IFLA = Stotal [KVA] x 1000 / (√3 x Voperacion )

IFLA = 300KVA x 1000 / (√3 x 480)

IFLA = 361.27 A

Multiplicador = 100 / (0.9 x %Ztransformador)

%Z = 1.2 (para transformador 3Ø de 300 KVA)

Multiplicador = 100 / (0.9 x 1.2)

Multiplicador = 92.59

ISCA = IFLA X Multiplicador

ISCA = 361.27 A x 92.59

ISCA = 33449.99 A

f = √3 x L x ISCA / (C x n x Voperación)

L = 8 mts. = 26.25 pies (distancia desde transformador a falla F1)

n = 2 conductores / fase

c = 15082 (para conductores 4/0 AWG – TW)

f = √3 x 26.25 x 33449.99 / (15082 x 2 x 480)

f = 0.11

M = 1 / (1+ f)

M = 1 / (1 + 0.11)

M = 0.9

ISCA (FALLA F ) = ISCA X M

SCA (FALLA F 1) = 33449.99 x 0.9

SCA (FALLA F 1) = 30104.99 A

El poder de corte del disyuntor principal del transformador de 300 KVA es de 30 KA.


[87]

CAPÍTULO V: SITUACION ACTUAL DE LASSUBESTACIONES.

En este capítulo desarrollaré el diagnostico situacional o situación actual de las subestacionesya analizadas anteriormente en esta monografía, para ello utilizaré como ejemplo informaciónde dos empresas distribuidoras de nuestro país.

Para analizar la situación actual de las subestaciones convencionales tipo exterior emplearéinformación de la Empresa Eléctrica Regional Centrosur (EERCS); y para el caso de lassubestaciones tipo interior compacta usando celdas metalclad me ayudare de la informaciónde Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte (EEASA).

5.1 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS S/E TIPO EXTERIOR

5.1.1 Generalidades

Como se mencionó en la introducción de este capítulo aprovecharé la siguiente informaciónde la EERCS:

[41] “La Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A. (CENTROSUR) tiene como objetivosprincipales la distribución y comercialización de la energía eléctrica a un número aproximadode 260,000 clientes en su área de concesión, que abarca las provincias de Azuay, Cañar yMorona Santiago, con una superficie de 28,962 km2.

El Centro de Supervisión y Operación (CSO) de la CENTROSUR, monitorea y telecontrolaen línea doce subestaciones eléctricas mediante un sistema SCADA (Supervisory ControlAnd Data Acquisition), utilizando como medios de comunicación, fibra óptica y la red WAN.Para la comunicación entre las Unidades Terminales Remota (UTR) que son del tipo esclavas,se utiliza el protocolo IEC-870-5-101 sobre TCP/IP.

Se dispone de un sistema AM-FM-GIS (Automatic Mapping – Facilities Manager –Geographic Information System), el mismo que permite georeferenciar todo el sistema desubtransmisión y distribución de la CENTROSUR.


[88]

Se encuentra en operación una red de comunicaciones de área amplia (WAN), la cual hapermitido integrar los servicios y proyectos que la CENTROSUR tiene en su área deconcesión y una red inalámbrica con un backbone de microonda.

Actualmente se posee en operación la red de fibra óptica mediante cable OPGW instaladocomo cable de guardia en las líneas de subtransmisión del anillo de 69 kV que sirve comomedio de transmisión para la comunicación del sistema de protección diferencial de línea.

Todas estas herramientas y otras que aquí no se han hecho referencia, están encaminadas acontar en el futuro con un Sistema de Administración de la Distribución (DMS).

El compromiso adquirido por la CENTROSUR es un mejoramiento continuo en el servicio asus clientes, ofreciendo calidad de acuerdo a los estándares internacionales, es necesarioimplementar en el sistema eléctrico Sistemas de Automatización de Subestaciones y equiposque integran conceptos de automatismo, telecomando, medición, control y protección,disminuyendo de esta manera tiempos de interrupción y de atención en la recuperación de lascondiciones de operación normales del sistema eléctrico como también poseer informaciónpertinente a las principales variables para seguimiento del equipamiento de potencia en lassubestaciones y datos de demanda.

Las Subestaciones S/E 18 (Cañar) y S/E 14 (Lentag) poseen equipos de protección y controlcon capacidades funcionales limitadas, por lo que no es posible una implementación adecuadadel control y monitoreo remoto, creando la necesidad de la implementación de los sistemastales que cumplan con los actuales requerimientos y aprovechando los adelantos tecnológicosrelacionados con la automatización de subestaciones en base a las directrices que dictan lasnormativas internacionales, considerando que éstas serán subestaciones desatendidas. La S/E08 (Turi) será una subestación nueva por lo que es necesario el equipamiento pertinentebajo los lineamientos de los sistemas de automatización de subestaciones. Laincorporación de la central Ocaña al sistema eléctrico conlleva la necesidad de nuevossistemas de protección y control para las posiciones de las líneas de 69kV en las subestaciones12 (El Descanso) y 09 (Huablincay).

Actualmente, la posición de línea de subtransmisión a la subestación 14 (Lentag) en lasubestación 05 (El Arenal), posee un sistema de protección y control de tecnologíaelectromecánica y estática, lo que conlleva a la necesidad de la implementación de un nuevosistema que permita cubrir todas las necesidades y conceptos anteriormente mencionados.”

[41]https://www.compraspublicas.gob.ec/ProcesoContratacion/compras/PC/


[89]

[42]5.2 SUBESTACIÓN 14 (LENTAG)

Actualmente existen los alimentadores 1421, 1422 y 1423 de 22kV. Una (1) posición detransformación, se dispone de un Transformador de Potencia TR01 de 10/12.5 MVA tresdevanados, 69/22 kV. Dos (2) posiciones de línea de subtransmisión de 69kV Existe la líneaSE14 – SE05. Ver Anexo 1

[43]5.3 SUBESTACIÓN 18 (CAÑAR)

Existen los alimentadores 1821, 1822, 1823 y 1824 de 22 kV. Se dispone de unTransformador de Potencia TR01 de 10/12.5 MVA tres devanados, 69/22 kV.

Cuatro (4) posiciones de línea de subtransmisión de 69kV. Dos de éstas posicionescorresponden al proyecto Ocaña. La tercera posición corresponde a la línea SE 18 – SESININCAY y la cuarta posición a la línea SE 18 – SE 09. Ver Anexo 2.

[44]5.4 SUBESTACIÓN 08 (TURI)

Esta es una subestación nueva, por lo tanto no se tiene una situación actual, se estudiará en elcapítulo siguiente que corresponde al tema de propuesta. Ver Anexo 3

[45]5.5 SUBESTACIÓN 05 (ELARENAL)

Existen los alimentadores 0521, 0522, 0523, 0524, 0525 y 0526 de 22 kV los cuales poseensistemas de protección y control basados en IED’s marca ABB modelo DPU2000R catálogo587R0422-61001 con protocolo DNP3.0. Dos (2) posiciones de transformación, dosTransformadores de Potencia, TR01 de 24/32 MVA tres devanados 69/22 kV, TR3 de 10/12.5MVA tres devanados 69/22 kV, los cuales poseen sistemas de protección y control basados enIED’s marca ABB modelo TPU2000R catálogo 588V0412-61111 con protocolo DNP3.0.Tres (3) posiciones de línea de subtransmisión de 69kV. La primera y segunda posición delínea poseen tableros de protección y control con IED’s marca SIEMENS modelo7SD53255AB990HK0 con protocolo DNP3.0.La tercera posición de línea de subtransmisión SE 05 – SE 14. Ver Anexo 4

[42-47] https://www.compraspublicas.gob.ec/ProcesoContratacion/compras/PC/buscarProceso.cpe?sg=1#


[90]

[46]5.6 SUBESTACIÓN 09 (HUABLINCAY)

Hay el alimentador 0921 de 22 kV el cual posee sistema de protección y control basado en elIED marca ABB modelo DPU2000R catálogo 587R0422-61001 con DNP3.0. Existe unTransformador de Potencia TR01 de 10/12.5 MVA tres devanados 69/22 kV, el cual poseesistema de protección y control basado en IED marca ABB modelo TPU2000R catálogo588V0412-61111. Dos (2) posiciones de línea de subtransmisión de 69kV.Actualmente existeuna posición de línea. SE 09 – SE 12. Ver Anexo 5

[47]5.7SUBESTACIÓN 12 (EL DESCANSO)

Existe los alimentadores 1221, 1222 y 1223 de 22 kV los cuales poseen sistemas deprotección y control basados en IED’s marca ABB modelo DPU2000R catálogo 587R0422-61001 con protocolo DNP3.0. Hay dos Transformadores de Potencia, TR03 de 10/12.5 MVAtres devanados 69/22 kV, TR02 de 10/12.5 MVA tres devanados 69/22 kV, los cuales poseensistemas de protección y control basados en IED’s marca ABB modelo TPU2000R catálogo588V0412-61111. Dos (2) posiciones de línea de subtransmisión de 69kV. Actualmente haydos posiciones de línea, una de ellas posee sistema de protección y control basado en IEDmarca SIEMENS modelo 7SD53255AB990HK0-LOG-M2G con protocolo DNP3.0. Y la otraes SE 12 – SE 09. Ver Anexo 6

5.8 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS S/E COMPACTAS USANDOCELDAS METALCLAD

[48] ¨La Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A (EEASA), está en la obligación debrindar el servicio de energía eléctrica en su área de concesión superior a los 40805 km2 a sus220000 clientes distribuidos en las provincias de Tungurahua, Pastaza, Morona Santiago yNapo.¨

[49] La Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A (EEASA) para el suministro deenergía eléctrica dispone actualmente de las siguientes subestaciones:

1. Tena: la misma que está conformada por una posición de entrada a 69 kV, un transformadorde potencia 10/12.5 MVA, 69/13.8 kV/kV, una entrada al transformador a 13.8 kV, 4 bahías oalimentadores a 13.8 kV y una salida de servicios auxiliares a 13.8 kV. En forma adicional pornecesidad de reactivos en la zona, dispone de un interruptor a 13.8 kV y un banco decondensadores cuya potencia total es de 1.8 MVAR constituido en dos etapas una de 1.2MVAR y otra de 0.6 MVAR.

[48] http://www.eeasa.com.ec/estructura/presentacion.php


[91]

Las bahías o alimentadores así como la celda de entrada al transformador y la de serviciosauxiliares son del tipo metalclad marca MAGRINI GALILELO, dotados de interruptores tipoGI aislados en SF6, los mismos que se encuentran conectados a la barra principal, la misma quees aislada en aire.2. Loreto y Huachi: La subestación Loreto está conformada por una posición de entrada a 69kV, un transformador, T1, de 16/20 MVA, 69/13.8 kV, el transformador T1 a nivel de 13.8 kVcontiene 5 bahías o alimentadores más una interconexión con las subestaciones Atocha yOriente.Las bahías o alimentadores así como la celda de entrada a los transformadores son del tipometalclad marca AEG, dotados de interruptores EIB VB6-20/8, los mismos que se encuentranconectados a la barra principal, la misma que es aislada en aire.

La subestación Huachi está conformada por dos posiciones de entrada a 69 kV, dostransformadores, T1 y T2, de 10/12.5 MVA, 69/13.8 kV, el transformador T1 a nivel de 13.8kV contiene a 4 bahías o alimentadores más una interconexión con la subestación Atocha. Enforma adicional, por necesidad de reactivos en la zona, dispone de un interruptor a 13.8kV y unbanco de condensadores cuya potencia total es de 1.8 MVAr constituido en dos etapas una de1.2 MVAR y otra de 0.6 MVAR. Este banco de condensadores está conectado en forma aérea yserá reemplazado por la nueva celda de capacitores.

Las bahías o alimentadores así como la celda de entrada a los transformadores son del tipometalclad marca MITSUBISHI, dotados de interruptores tipo 20-VPR-25B, los mismos que seencuentran conectados a la barra principal, la misma que es aislada en aire. Se puede apreciarmejor en el diagrama unifilar de la EEASA. Ver Anexo 7.

En general todo el equipamiento operara satisfactoriamente en ambiente interior, bajo lascondiciones ambientales.

[49]https://www.compraspublicas.gob.ec/ProcesoContratacion/compras/PC/informacionProcesoContratacion2.cpe?idSoliCompra=dapmy2EsyQlDgywXH-iW4nzpYNHkC7ZoefiSEsEiSe0


[92]

CAPÍTULO VI: PROPUESTA

Para el desarrollo de este capítulo me fundamentare en las necesidades de las subestacionesde las empresas distribuidoras que ya se vino analizando en el capítulo anterior, usando deigual forma la información rescatada tanto de la EERCS como de la EEASA.

[50]6.1 SUBESTACIONES CONVENCIONALES TIPO EXTERIOR

En términos generales se podría decir que la propuesta de la EERCS es continuar con laimplementación del SAS (Sistema de Automatización de Subestaciones) además se plantea:

1. Contar con un sistema de protecciones basado en los nuevos lineamientos del controlaprovechando los avances en la tecnología aplicada en los Dispositivos ElectrónicosInteligentes (IED’s).

2. Disponer de una amplia gama de medición de las variables eléctricas y del equipamiento depotencia para el monitoreo continuo, seguimiento y mantenimiento preventivo de lasubestación.

3. Simplificar y estandarizar la composición e instalación de los tableros de protección ycontrol de las subestaciones.

4. Disponer de equipos terminales de subestaciones que entreguen una mayor y mejorinformación al sistema SCADA.

5. Mejorar las condiciones de protección y control en líneas de subtransmisión,transformadores de potencia y alimentadores.

6. Introducir el concepto del IEC-61850 en la automatización de subestaciones.

Se suministrará Sistemas de Automatización para las subestaciones 18 (Cañar), 14 (Lentag) y08 (Turi). Mientras que se suministrará tableros de Protección y Control para las posicionesde líneas de subtransmisión de 69 kV y Sistemas de Adquisición y Control para lassubestaciones 09 (Huablincay), 12 (El Descanso) y 05 (El Arenal). En las subestaciones 09,12 y 05 existen IED’s de otros fabricantes los cuales deberán ser integrados junto con lostableros suministrados a través de los Sistemas de Adquisición y Control (los cuales tambiénson parte del suministro) con el sistema SCADA existente.


[93]

Fig. 6.1 Alcance Del Suministro.(Fuente Compras Públicas)

[50]https://www.compraspublicas.gob.ec/ProcesoContratacion/compras/PC/informacionProcesoContratacion2.cpe?idSoliCompra=bnLpn2aPLJhpn80kW6d-OrNma8ThNyVC7x9XBZ80y_Y,


[94]

Fig.6.2 Condiciones Ambientales y Características Del Sistema Eléctrico(Fuente Compras Públicas)


[95]

[51]6.2 REQUERIMIENTOS GENERALES

Las normas básicas y las especificaciones del sistema de automatización de subestaciones(Substation Automation System - SAS) requeridas siguen las más recientes disposicionesinternacionales aceptadas mundialmente por fabricantes y usuarios en el área desubestaciones, las que fueron definidas en el estándar IEC 61850. Estas directrices determinanlos equipos y sistemas de comunicación basados en redes Ethernet, las configuraciones de lossistemas de control, protección y medición y las características específicas del software.

El sistema de control requerido SAS debe ser por lo tanto un sistema capaz de realizar lasfunciones de monitoreo, supervisión, control local y control remoto, debe operar en tiemporeal, tener un alto grado de confiabilidad, poseer facilidades de expansión, tener flexibilidadpara la integración de equipos de diferentes fabricantes (interoperabilidad) y tener capacidadpara comunicarse con el sistema SCADA de la CENTROSUR. Por lo tanto, la definición delsistema de supervisión y control local debe ser entendida como el conjunto de funcionesrequeridas o necesarias para el completo funcionamiento de cada subestación. Debecontemplar relés de protección (IED’s), sistema de adquisición y control y demásequipamientos y redes de comunicación (hardware), programas internos y de comunicación(software) y accesorios.

Con el objetivo de atender los requisitos de confiabilidad requeridos, todas las funciones a serejecutadas tanto de forma integrada por los sistemas (Sistema de Supervisión, Control yProtección, y el sistema SCADA), como las ejecutadas por los equipamientos individuales ydedicados suministrados por el contratista, deben tener un alto desempeño.

6.2.1 Para la subestación 18 (Cañar), 14 (Lentag) y 08 (Turi), se requiere:

Un Sistema de Supervisión, Control y Protección (Substation Automation System - SAS) paracada subestación, compuesto de un conjunto de equipos, accesorios, etc., necesarios ysuficientes para la ejecución de todas las funciones de supervisión, control y protección entiempo real y almacenamiento y consulta de históricos, así como la integración con elSCADA de la CENTROSUR, que debe permitir la transferencia en tiempo real de los datoslocales y la recepción de comandos de control remotos.

Se requiere de un sistema de obtención de las temperaturas de devanados y aceite de lostransformadores de potencia para las subestaciones 18 (Cañar) y 14 (Lentag), que debeobtener las temperaturas de los devanados y del aceite de cada transformador y presentarlosen formato PT100, para que mediante un “transductor” convierta esta información a unformato de corriente de 4-20 mA y en formato de información digital a ser transmitida e


[96]

integrada en el SAS de la subestación, mediante el protocolo de comunicaciones DNP 3.0.Cabe mencionar que en el caso de la medición de la temperatura de los devanados, se debeconsiderar la corriente que circula por cada uno de ellos para determinar su temperatura(imágenes térmicas). Este sistema debe además disponer de salidas binarias para lasfunciones de arranque y parada del sistema de enfriamiento, alarma y disparo, como tambiénun display para la visualización en el patio de las temperaturas. Para subestación 08 (Turi)esta información se dispondrá mediante el protocolo de comunicación DNP3.0 proveniente deun sistema existente.

6.2.2 Para las subestaciones 09 (Huablincay), 05 (El Arenal) y 12 (El Descanso), serequiere:

Tableros de Protección y Control para las posiciones de línea de subtransmisión de 69 kV.

Sistemas de Adquisición y Control, uno por cada subestación. Éstos sistemas reemplazaránlas actuales Unidades Terminales Remotas, por lo que se tendrá que integrar todos los IED’sexistentes en cada subestación con este sistema y éste con el SCADA existente.

[52]6.3 SUBESTACIONES COMPACTAS USANDO CELDASMETALCLAD

6.3.1 Subestaciones Loreto y Huachi

La propuesta de la EEASA es mejorar las condiciones operativas de las subestación Loreto yHuachi, por lo tanto, se pretende ampliar un alimentador en la subestación Loreto y, en lasubestación Huachi, reemplazar el banco de condensadores existentes, por celdas tipo metalcladpara exterior que contenga un banco de capacitores y controlen el mismo.

Las celdas adicionales se acoplarán al sistema de barras existentes, para lo cual se deberá definirsi es o no necesario una celda de acople hacia las celdas existentes. En la subestación Loreto, sedeberá considerar en el compartimiento de baja tensión, en la puerta frontal, un espacio para lainstalación de un relé ABB REF 630 y en el interior de este compartimiento el espacionecesario para el montaje de un medidor ION 8600C. En la subestación Huachi, en la celda quecontiene el interruptor del banco de capacitores, se deberá considerar en el compartimiento debaja tensión, en la puerta frontal, un espacio para la instalación de un relé ABB REF 630.

[51]https://www.compraspublicas.gob.ec/ProcesoContratacion/compras/PC/informacionProcesoContratacion2.


[97]

[53]6.3.1.1Requerimientos Para las S/E Loreto y Huachi

Se requiere el diseño, suministro, transporte, seguros, supervisión de montaje y puesta enservicio de:

Una celda del tipo metalclad para INTERIOR en media tensión para un nivel de voltaje nominalde 13.8 kV, que incluyen: interruptor en VACIO, transformadores de corriente, enclavamientos,espacios para un relé ABB REF630 y medidor ION 8600C, para el nuevo alimentador en lasubestación Loreto. Esta celda deberá acoplarse al sistema de barras existentes.

Una celda del tipo metalclad para EXTERIOR en media tensión para un nivel de voltajenominal de 13.8 kV, que incluye: interruptor en VACIO, transformadores de corriente,enclavamientos, espacios para un relé ABB REF630, en la subestación Huachi. Esta celdadeberá acoplarse al sistema de barras existentes.

Una celda tipo metalclad para exterior con nueve condensadores simple bushing de 200 KVARcada uno, 7960 voltios con fusible externo, 60 Hz para la subestación Huachi. Esta celda deberáacoplarse a la celda EXTERIOR anteriormente mencionada.

[54]6.3.2 Subestación Tena

Aquí la propuesta es ampliar un alimentador, mejorar el sistema de medida y mejorar lacondición operativa del banco de condensadores a través de una celda adicional.

Las celdas adicionales se acoplarán al sistema de barras existentes, los contadores de energía seinstalarán en las puertas de los cubículos de control existentes, los condensadores deberán iralojados en el interior de la celda a suministrar.

[55]6.3.2.1 Requerimientos Para la S/E Tena

Se necesita el diseño, suministro, transporte, seguros, supervisión de montaje y posterior puestaen servicio de:

Dos celdas del tipo metalclad para interior en media tensión a 13.8 kV., que incluyen:interruptor en VACIO, transformadores de corriente, enclavamientos, etc, Una para el nuevoalimentador y otra para el banco de condensadores. Estas celdas deberán acoplarse al sistema debarras existentes y a continuación de la celda de servicios auxiliares

Seis contadores de energía, cinco para los alimentadores y uno para el totalizador a 13.8 kVexistentes. Estos contadores deberán disponer de comunicaciones via ethernet con el objeto depoder tener acceso en forma remota. El oferente debe proveer todo el material suficiente paraconectarse al switch existente en la subestación.

[52,53]https://www.compraspublicas.gob.ec/ProcesoContratacion/compras/PC/informacionProcesoContratacion2.cpe?idSoliCompra=YccKK927Ioi7u5yI1o0iu6-Mseb-g


[98]

Nueve condensadores simple bushing de 200 KVAR, 7960 voltios con fusible externo, 60 Hz.Estos elementos deberán estar alojados en la celda que se pretende suministrar. Por lo tanto eloferente deberá proponer a la EEASA un diseño que satisfaga los requerimientos técnicossolicitados.

6.4 CARACTERÍSTICAS AMBIENTALES DE LAS S/E CON CELDASMETALCLAD DE LA EEASA

Tabla IVCaracterísticas Ambientales

Altura sobre el nivel del mar 2577 m.s.n.m.Temperatura ambiente:

Mínima anual 5 ºCMedia anual 25 ºCMáxima anual 40 ºCZona de amenaza sísmica AltaCondiciones sísmicas

Horizontal 0.3 G

Vertical 0.15 GPolución ambiental MedioHumedad relativa (%)

Máxima promedio anual 93%Media anual 75%Pluviosidad 3000-4000 mmNivel de contaminación ambiental Medio


[99]

6.5 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LAS S/E CON CELDASMETALCLAD DE LA EEASA

Tabla VCaracterísticas Eléctricas

DESIGNACION UNIDADSISTEMA 13.8

kV

Número de fases 3

Tierra del neutroSólidamente

puesto a tierra

Frecuencia Hz. 60

Voltaje Nominal kV 13.8

Voltaje Superior del Sistema kV 15

*Voltaje de resistencia de impulso(descargas atmosféricas)

kV 95

*Voltaje de resistencia a frecuenciaindustrial

kV 38

Corriente asimétrica máximacalculada en barras de la subestaciónLoreto

A 4000

Corriente asimétrica máximacalculada en barras de la subestaciónHuachi

A 4000

[54,55]https://www.compraspublicas.gob.ec/ProcesoContratacion/compras/PC/informacionProcesoContratacion2.cpe?idSoliCompra=dapmy2EsyQlDgyw


[100]

CAPÍTULO VII: VALIDACIÓN DE LA PROPUESTA

7.1 GENERALIDADES

Al ser un proyecto ya realizado tanto en S/E convencionales tipo exterior como en S/Ecompactas interiores usando celdas metalclad varias veces por muchas empresa dedistribución eléctrica a nivel del país como mundialmente, entonces se afirma en su totalidadla validación de las propuestas, es decir es factible realizar este tipo de proyectos.

Se podría confirmar de forma segura lo mencionado anteriormente ya que usamos comoejemplo a empresas distribuidoras de nuestro país (EERCS y EEASA) y sus proyectos que seestán realizando en la actualidad. Razón por la cual se ofertan este tipo de proyectos en lapágina del gobierno www.compraspublicas.gob.ec

Para tener de una forma más clara y concreta la factibilidad de estos proyectos a continuaciónse muestran avances (fotografías) de los tipos de subestaciones en construcción en Cuencacomo en Ambato.

7.2 SUBESTACIÓN TIPO EXTERIOR EN CONSTRUCCIÓN (S/E 08TURI EERCS)

Una vez más usaremos un ejemplo de proyecto de la EERCS que se está realizando en estosdías como es la construcción de la subestación número 08 en la parroquia de Turi. Quedademostrado que es un proyecto factible razón por lo cual se lo está realizando con todas losrequerimientos hechos en la propuesta.

Fig. 7.1 Construcción de S/E 08 (Turi) /Fuente: Propia


[101]

7.3 SUBESTACIONES INTERIORES COMPACTAS USANDO CELDASMETALCLAD (EEASA)

De igual forma tomaré como ejemplo las subestaciones de la EEASA, estos proyectos se losestán realizando de forma eficiente cumpliendo con los requerimientos planteados en laspropuestas de dichos proyectos.

Fig. 7.2 Celdas existentes en la subestación LoretoFuente: www.compraspublicas.gob.ec


[102]

Fig.7.3 Celda interior del nuevo alimentador S/E LoretoFuente: www.compraspublicas.gob.ec


[103]

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Conclusiones

Este proyecto me permitió adquirir un conocimiento profundo sobre los dos tipos desubestaciones utilizadas en nuestro medio por las empresas distribuidoras. Se ha logradoobtener de una forma clara un análisis comparativo técnico y sus ventajas de lassubestaciones estudiadas.

En definitiva sabemos que construir una subestación tipo interior usando celdas metalclad esmás fácil, rápido y económico que construir una subestación convencional tipo exterior,debido a su elevada confiabilidad, las fallas o paros programados en el caso de las celdasmetalclad son menores que en el caso de subestaciones convencionales

Los sistemas de protección de las celdas metalclad poseen enclavamientos mecánicos yeléctricos para bloquear ciertas áreas de la S/E de esta forma evitando accidentes no deseadosy muchas de las veces la muerte. Garantizando la seguridad del personal y de la S/Epropiamente dicha.

Las S/E tipo interior por su gran flexibilidad permiten la rápida expansión esto se debe a quelas celdas metalclad son de fácil y rápido montaje, lo cual no es tan factible en S/E tipoconvencionales ya que el montaje de sus equipos puede llevar hasta días, Debido propiamentea la parte física donde están montadas cada una de estas subestaciones.

Cuando hablamos de expansión de S/E estamos diciendo que la forma física de la subestaciónva a cambiar puesto se incrementaran más interruptores, seccionadores, pararrayos, etc,muchas de la veces o casi siempre en al caso de S/E convencionales se requieren de gruaspara el montaje de dichos elementos debido a su tamaño, mientras que en las S/E interiores senecesita solamente de un montacargas o juego de poleas dependiendo la facilidad de acceso ala S/E, pues recordemos que son equipos que están montadas en lugares físicos pequeños.

En cuanto a operación y mantenimiento las subestaciones convencionales requieren de mayorcantidad de operadores debido al tamaño de sus dispositivos , mientras que en las S/E queusan celdas metalclad se requiere de menor personal pero con mayor capacitación ya que ennuestro medio son limitadas las subestaciones que usan esta tecnología. En nuestro caso laEmpresa Eléctrica Regional Centrosur (EERCS), opera solamente dos S/E con esta tecnologíala S/E 1 y la S/E 2


[104]

Tabla VIComparacion de criterios en subestaciones

S/E Convencionales

Exteriores

S/E Interiores con celdas

metalclad

Mantenimiento Mayor tiempo demantenimiento pues tienemayor cantidad y son másgrandes sus dispositivos.

Menor tiempo demantenimiento (Casi Nulo)pero con personal máscapacitado.

Continuidad Depende directamente de laconfiguración de barra y conla desventaja de los agentesatmosféricos pueden afectara la S/E entonces quedansometidos a la eficacia desus dispositivos deprotección (pararrayos,bayonetas hilos de guarda,etc.)

No están expuestos a agentesatmosféricos, tambiéndepende mucho de laconfiguración de su barra.

Flexibilidad Las S/E son más flexiblesdebido a que si se quiereampliar dicha S/E, se tienecasi siempre el espacionecesario para realizarlo. Elinconveniente sería el tiempodebido al montaje de suselementos de gran tamaño.

Al estar ubicadas por logeneral dentro de edificios nocuenta con espacio suficientesi se desea hacer unaampliación grande en dichaS/E, pero si la modificaciónes menor se lo realizafactiblemente y de formarápida ya que sus elementosson de rápido montaje.

Seguridad Depende directamente de lasdistancias de seguridaddentro de una subestación(distancia entre fases,distancia entre fase-tierra,etc). Y también por su puestode la malla a tierra que es laseguridad para el personal.

También depende de lasdistancias de seguridad, perocon la ventaja de que defábrica vienen con muchossistemas de protección quebrindan mayor seguridad alpersonal comoenclavamientos,señalización, etc.


[105]

Confiabilidad Ligada directamente con lacontinuidad, es decir tambiéndepende en estos casos de laconfiguración de la barra yde los agentes externos quepodrían afectar a la S/E.

También va de la mano conla continuidad, dependendirectamente de laconfiguración de barra.

Costos Más cara debido al valor ymontaje de sus equipos.Mayor tiempo deconstrucción de la S/E yterrenos más grandes por lotanto más caros.

Un poco más económicamenor área de terreno paramontaje de sus equipos,mismo que son un tanto máseconómicos que los de unaS/E convencional. Menortiempo de construcción.

Incorporación a Sistemas

de automatización de

subestaciones (SAS)

Factible Factible

Factibilidad de

construcción.

Factible Factible


[106]

Recomendaciones.

Al momento de diseñar la configuración de una subestación convencional tipo exterior, se debe basarprácticamente en dos puntos antes ya estudiados que son la flexibilidad y confiabilidad, ya de queestos dos factores puede depender la ampliación de la subestación en un futuro. Se recomiendaconstruir subestaciones interiores usando celdas metalclad, por todas las ventajas como son tiempo deconstrucción, tiempo de mantenimiento, flexibilidad, continuidad, etc.

Se debe lubricar todas las partes de las celdas y la S/E con antioxidantes especiales para así obteneruna mayor vida útil.

Se debe coordinar de manera responsable los debidos mantenimientos y paros de las subestacionespara no tener consecuencias negativas en un futuro, Tales como la dada de baja de un transformadorde potencia por situaciones que se pudieron haber evitado con un mantenimiento preventivo.

El personal debe estar debidamente capacitado antes de entrar a trabajar en una subestación para evitarcualquier tipo de accidente, y en casos más graves una muerte.

Antes de montar equipos o de dar mantenimiento en ciertas partes de una subestación se debe cerciorarde que efectivamente estén sin energía.

Debemos aislar el área donde vayamos a trabajar para así evitar accidentes a terceros.

Cuando hay que dar mantenimiento debemos aterrar todas los sistemas y equipos a los cuales vamos aintervenir.

Usar todo el equipo de protección personal (casco, gafas, guantes,zapatos dieléctricos, ropa dealgodón, arnés, etc) para laborar dentro de una subestación y en cualquier trabajo eléctrico quevayamos a realizar.

Usar de manera adecuada las herramientas, ocupándolas de forma correcta y en trabajos para la cualfueron construidas.

Bloquear de manera visible todos los elementos electromecánicos para que nadie los puede mover yevitar accidentes.

Dar aviso cuando se terminen los trabajos dentro de la subestación para estar prevenidos al momentoque se vaya a energizar de nuevo.

Tener el mayor de los cuidados al momento de montar los elementos de una subestación ya que sonequipos pesados que nos pueden causar daño,


[107]

Antes de montar cualquier elemento dentro de una subestación debemos leer previamente su manualpara evitar daños en los mismo y tal vez una pérdida económica alta.

Si existe peligro de lluvia suspender las labores, pues podría resultar alguna víctima de una descargaatmosférica.

No apresurarse en el trabajo hay que realizarlo de manera calmada y concentrada para evitar cualquiersiniestro.

Todas estas recomendaciones deben tomarse en cuenta tanto en subestaciones convencionales tipoexterior como en subestaciones interiores tipo interior que usan celdas metalclad para evitar en loposible cualquier tipo de accidente. Así como también para no tener problemas al momento de ampliaruna subestación.


[108]

BIBLIOGRAFÍA

Libros

Enriquez Harper. (2005)Elementos de diseño de subestaciones eléctricas 2da Edición.

México DF.

Martin José. (1987), Diseño de subestaciones eléctricas 2da Edición. Juarez, México DF.

Linares J. (2009). Diseño de Subestaciones. Trabajo previo al título de ingeniero eléctrico

Santiago de Cali.

Zapata C, Gomez V. (2002). Valoración de confiabilidad de subestaciones eléctricas

utilizando simulación de Montecarlo (Vol XII).Colombia.

Sanchez J, (1995). Referencia sobre subestaciones.

Cabrera J, Santibáñez P. (2007). Diseño de una Subestación Transformadora para una

Planta de producción de Benceno.

Calle H, Castillo P. (2010). Evaluación y Prevención de Riesgos en una Subestación.

Moscoso Bernal S, (2009). Compendio de Alta tensión.

Revistas

Velasco A. (2011).Los elementos principales de una subestación. Subestaciones eléctricas,

transformando y distribuyendo energía, 34, 17-19.

Sin autor. Sistemas de distribución y potencia eléctrica, S.A de C.V

SIDIPEL. Sistemas de distribución y potencia elctrica,S.A de C.V


[109]

Ormazabal. Sistema Modular CPA-AMC con aislamiento en aire y compartimentación

metálica

Paginas web

http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/2011/09/concepto-y-aplicacion-de-celdas-de-mt.html

http://www.balperin.com.mx/servicio_mantenimiento_subestacion.shtml#resumen_1

http://www.angelfire.com/nc2/misdocumentos/subestacion/datosycalculos.html

http://www.mitecnologico.com/iem/Main/SubestacionesElectricas

http://www.utp.edu.co/php/revistas/ScientiaEtTechnica/docsFTP/961237-42.pdf

http://es.scribd.com/doc/17849925/Proteccion-Subestaciones-Electricas

https://www.compraspublicas.gob.ec/ProcesoContratacion/compras/

http://www.buenastareas.com/ensayos/01213/899008.html

http://www.mantenimientoplanificado.com

http:// ensayos/Distancias-Seguridad-En-Subestaciones/1285945.html

http://energytel.typepad.com/energytel/2012/05/mantenimiento-de-subestaciones-el%C3%A9ctricas-.html


[110]

GLOSARIO DE TÉRMINOS

NOMENCLATURA

A.T. Alta tensión

B.I.L. Nivel básico de impulso NBI (por sus siglas en inglés)

B.T. Baja tensión

C.A. Corriente alterna

C.D. Corriente directa

EHV Extra alto voltaje (por sus siglas en inglés)

G.I.S. Subestación aislada en gas SF6

kVA Potencia Aparente en kilovoltamperes

kVAR Potencia Reactiva en kilovoltamperes reactivos

kW Potencia Real en kilowatt

m.s.n.m Metros sobre el nivel del mar

M.T. Media tensión

MOV Pararrayos de óxido metálico (

MVA Potencia Aparente en Megavoltamperes

P.H. Planta Hidroeléctrica

S.N.I. Sistema Nacional Interconectado

ED Empresa Distribuidora

S/E Subestación


[111]

ANEXO 1Diagrama Unifilar Subestación 14 Lentag


[112]

ANEXO 2Diagrama Unifilar Subestación 18 Cañar


[113]

ANEXO 3Diagrama Unifilar Subestación 8 Turi


[114]

ANEXO 4Diagrama Unifilar Subestación 14 Lentag


[115]

ANEXO 5Diagrama Unifilar Subestación 9 Hublincay


[116]

ANEXO 6Diagrama Unifilar Subestación 12 El Descanso


[117]

ANEXO 7Diagrama Unifilar EEASA


[118]

ANEXO 8

DISEÑO DE MONOGRAFÍA

JUSTIFICACIÓN

El desarrollo de esta monografía prueba ejecutar una comparación de criterios técnicos entre

subestaciones eléctricas convencionales, tipo exterior y tipo interior que usan celdas

compactas tipo metalclad para verificar sustituirlas subestaciones tipo convencional

exteriores, por subestaciones tipo interior que utilizan celdas compactas metalclad.

Los razonamientos técnicos están basados continuidad, confiabilidad, mantenimiento,

seguridad y flexibilidad, estos razonamientos serán usados para los dos tipos de subestaciones

interiores como exteriores.

PROPUESTA

Esta monografía propone aclarar temas de subestaciones convencionales tipo exterior como

de subestaciones interiores compactas usando celdas metalclad, sobre todo en lo que son

celdas metalclad ya que no es un tema muy conocido y son parte importante de un SEP

específicamente en el tema distribución.

Esta monografía está encaminada a definir criterios técnicos, para tomar decisiones al

momento de construir una nueva subestación.


[119]

OBJETIVOS

Objetivo General

Estudio de criterios de comparación a subestaciones de distribución convencional tipo exterior

y a subestaciones tipo interior utilizando celdas compactas metalclad.

Objetivos específicos

Estudiar el concepto de subestaciones interiores como exteriores.

Definir los conceptos de operación, mantenimiento, confiabilidad, flexibilidad, seguridad y

continuidad.

Contrastar medidas técnicos para los dos tipos de subestaciones.

ALCANCES Y LIMITACIONES

Alcances

Esta investigación nos proporciona tener un conocimiento básico y general sobre una parte de

los sistemas eléctricos de potencia, específicamente en subestaciones convencionales tipo

exterior y tipo interior usando celdas compactas.

Limitaciones

Este trabajo de investigación se limitará a un cuadro netamente teórico, debido a que se

investigara de forma general los diferentes tipos de subestaciones a ser estudiados.


[120]

ANEXO 9PAPER

Documents

CAPÍTULO I: DEFINICIONES GENERALESdspace.ucacue.edu.ec/bitstream/reducacue/4193/4/Juan Gabriel... · Menor costo. 2. Simplicidad en ... más bien los tienen en redes secundarias,