INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

“LA TÉCNICA AL SERVICIO DE LA PATRIA”

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

INGENIERÍA ELÉCTRICA

ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

ENCAPSULADAS EN SF6 Y SUBESTACIONES CONVENCIONALES

T E S I S

PRESENTAN:

Aragón Quezada Gabriel

Leyva Paz Ezequiel

Vigil Sánchez David

ASESOR TÉCNICO:

M. en C. Belmonte González Edgar Lorenzo

ASESOR METODOLÓGICO:

Ing. López Sierra Everardo

México, D.F. Julio 2015

PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

Agradecimientos y dedicatorias

A mi familia:

“Lo que con mucho trabajo se adquiere, más se ama.” Aristóteles. Este trabajo es la

culminación de las etapas más importantes de mi vida y va dirigido a ustedes. El camino

fue largo y jamás encontraré las palabras o las acciones adecuadas para agradecerles su

amor, cariño, sacrificio y apoyo.

Los quiere:

Ing. Gabriel Aragón

A Dios:

Por cuidar de mi familia y de mi persona cada día, por darme salud, por iluminar y guiar mi

camino para no rendirme y lograr mis objetivos.

A mis padres:

Por darme la vida, por ofrecerme la oportunidad de estudiar con base en su esfuerzo, por

apoyarme e impulsarme siempre a seguir adelante y por ser el mejor ejemplo a seguir, ya

que sin ellos esta meta no sería posible.

A mis hermanas:

Por apoyarme en todo momento y por estar siempre a mi lado dándome el coraje y fuerza

de seguir adelante e inspirarme a ser el mejor ejemplo para ellas.

A mis amigos:

Por estar a mi lado en cada día de clases, por todo su apoyo, amistad, por su gran

consejo y por querer siempre lo mejor para mi persona.

A mis profesores:

Por compartir sus conocimientos y sabiduría conmigo, por enseñarme que lo importante

no es aprobar sino aprender y por hacer cada día de clases un reto más para llegar a mi

meta.

Con cariño:

Ing. Ezequiel Leyva Paz

A mis compañeros de tesis:

Por su comprensión, amistad, apoyo y paciencia que me han brindado.

Vigil Sánchez David

I RESUMEN

Esta tesis muestra un análisis técnico-económico comparativo entre las

subestaciones eléctricas encapsuladas en SF6 y las subestaciones convencionales,

de tal forma que se describe brevemente el equipo eléctrico utilizado en cada una

de ellas, se muestren las ventajas y desventajas tanto técnicas como económicas

que representan en la utilización de la tecnología en SF6 con respecto a las

subestaciones eléctricas convencionales.

II PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El crecimiento global de la población está conduciendo a un incremento en la

demanda de la energía. Hoy en día, las redes existentes están bajo presión de

cumplir con la creciente demanda, así como proveer un suministro de electricidad

confiable, económico y sustentable.

La energía eléctrica que recibimos en nuestros hogares pasa por distintas etapas,

desde su generación hasta que es empleada por los usuarios. Una de esas etapas

recae en las subestaciones eléctricas, las cuales son puntos donde la energía

eléctrica llega y sus valores cambian con la finalidad de que ésta se pueda seguir

distribuyendo.

Por mucho tiempo las subestaciones han sido y algunas siguen siendo construidas

a la intemperie, este tipo de subestaciones se les llaman convencionales en las

cuales el aire es el principal medio de aislamiento eléctrico, por lo cual el espacio

requerido para la construcción de este tipo de subestación debe ser grande. Al estar

a la intemperie la vida útil de los equipos que componen a una subestación

convencional se ven afectados por diversos factores tales como el clima y medio

ambiente del lugar donde fue construida los cuales pueden originar interrupciones

al suministro de energía eléctrica.

A través de investigaciones y el desarrollo de la tecnología, se encontró que gases

como el Hexafluoruro de Azufre (SF6) permiten la reducción de distancias eléctricas

con una elevada rigidez dieléctrica dando pie a la invención de equipo eléctrico y

subestaciones encapsuladas o blindadas en SF6 las cuales hacen uso de este tipo

de gas como medio aislante. Estas características permiten que las encapsuladas

en SF6 estén menos expuestas a los factores climatológicos y del medio ambiente.

III JUSTIFICACIÓN

Debido a que ningún sistema o equipo eléctrico está exento de fallas, se busca que

el suministro de energía eléctrica no se vea afectado.

En las grandes ciudades densamente pobladas y países en constante crecimiento,

cada día es más grande la demanda de energía eléctrica y sistemas de alta tensión,

lo que hace imprescindible la instalación de subestaciones eléctricas adecuadas

para dichas tensiones. Debido a lo ello, los requerimientos de espacio para estas

instalaciones eléctricas se incrementan de manera considerable y las mismas tienen

que afrontar condiciones de funcionamiento especiales.

Hoy en día la tecnología nos ofrece reducir los tiempos de falla en un sistema, así

como la intervención de personal, disminuyendo costos en equipo y personal,

conservando así la fiabilidad del sistema.

Con la introducción de la tecnología SF6 aplicada a equipo eléctrico y

subestaciones, temas como el espacio y la locación para la construcción de

subestaciones no representan un mayor problema.

Este documento tiene como propósito presentar una comparativa entre las

subestaciones eléctricas convencionales y las subestaciones eléctricas

encapsuladas en gas en SF6, así como determinar cuan viable es la solución en gas

SF6.

IV OBJETIVOS

IV.I Objetivo General

Mostrar las ventajas técnico-económicas que representa una subestación eléctrica

encapsulada en gas SF6 con respecto a las subestaciones eléctricas

convencionales.

IV.II Objetivos Específicos

Describir las subestaciones eléctricas convencionales y el equipo eléctrico

que las conforman.

Describir las subestaciones eléctricas encapsuladas en SF6 y el equipo

eléctrico que las conforman.

Describir las propiedades del gas SF6 y los factores que lo afectan.

Identificar los principales factores que hacen diferencia entre ambos tipos de

subestaciones.

Presentar las ventajas y desventajas técnicas entre las subestaciones

eléctricas convencionales y las subestaciones eléctricas encapsuladas en

gas SF6.

Realizar un análisis económico comparativo entre ambos tipos de

subestaciones.

Dar conclusión de cuál es la solución más conveniente entre ambos tipos de

subestaciones.

ÍNDICE

Capítulo 1 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES .................................. 2

1.1 Subestaciones Eléctricas ......................................................................................... 3

1.1.1 Tipos de Subestaciones ..................................................................................... 3

1.2 Clasificación de Acuerdo a su Función .................................................................... 4

1.2.1 Elevadoras ......................................................................................................... 4

1.2.2 Reductoras ........................................................................................................ 4

1.2.3 De Maniobra ...................................................................................................... 4

1.3 Clasificación de Acuerdo a su Construcción ............................................................. 5

1.3.1 Tipo Intemperie .................................................................................................. 5

1.3.2 Tipo Interior ........................................................................................................ 6

1.4 Simbología del Equipo Eléctrico de una Subestación Eléctrica ................................ 7

1.5 Equipo Eléctrico De Una Subestación Eléctrica ........................................................ 8

1.5.1 Transformadores ................................................................................................ 8

1.5.1.1 Partes del Transformador ............................................................................... 9

1.5.1.2 Principales Conexiones del Transformador .................................................. 13

1.5.1.3 Pruebas a los Transformadores ................................................................... 15

1.5.1.4 Clasificación y Utilización de los Transformadores ....................................... 17

1.5.2 Transformadores de Instrumento ..................................................................... 22

1.5.2.1 Transformadores de Potencial ...................................................................... 24

1.5.2.1.1 Parámetros de los Transformadores de Potencial ..................................... 24

1.5.2.2 Transformadores de Corriente ...................................................................... 25

1.5.3 Capacitores ...................................................................................................... 28

1.5.3.1 Consideraciones en los Capacitores ............................................................. 29

1.5.4 Banco de Capacitores ...................................................................................... 31

1.5.5 Apartarrayos. ................................................................................................... 32

1.5.5.1 Funciones de los Apartarrayos ..................................................................... 34

1.5.5.2 Características de los Apartarrayos .............................................................. 35

1.5.6 Interruptores .................................................................................................... 36

1.5.6.1 Parámetros de los Interruptores ................................................................... 37

1.5.6.2 Clasificación de los Interruptores .................................................................. 38

1.5.7 Cuchillas. ......................................................................................................... 42

1.5.7.1 Clasificación de las Cuchillas ........................................................................ 44

1.6 Arreglos de una Subestación Eléctrica Convencional ............................................. 45

Capítulo 2 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ENCAPSULADAS EN GAS SF6 ............... 53

2.1 Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 ............................................. 54

2.1.1 Clasificación de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 ........ 55

2.1.1.1 Subestaciones Eléctricas Subterráneas Encapsuladas en Gas SF6 .............. 55

2.1.1.2 Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 Ocultas bajo Techo ..... 56

2.1.1.3 Subestaciones Eléctricas Móviles Encapsuladas en Gas SF6 ....................... 57

2.2 Características de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 .......... 58

2.3 Equipo Eléctrico de una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6 .............. 59

2.3.1 Interruptor de Potencia..................................................................................... 61

2.3.2 Seccionador y Seccionador de Puesta Tierra Combinado ............................... 63

2.3.2.1 Modelo de Seccionador de Barra y Seccionador de Puesta a Tierra ............ 64

2.3.2.2 Seccionador y Seccionador de Puesta a Tierra Combinado. ........................ 65

2.3.2.3 Accionamiento Estandarizado. ..................................................................... 65

2.3.3 Seccionador de Puesta a Tierra Rápido ........................................................... 66

2.3.4 Módulo de Terminales de Cables y Terminales SF6-Aire ................................. 68

2.3.4.1 Terminal de cables ....................................................................................... 68

2.3.4.2 Terminales SF6-Aire ..................................................................................... 69

2.3.5 Transformadores de Instrumento para Medición y Protección ......................... 70

2.3.5.1 Transformadores de Corriente y de Potencial ............................................... 70

2.3.5.2 Transformador de Corriente.......................................................................... 71

2.3.5.3 Transformadores de Potencial ...................................................................... 71

2.3.6 Módulos Adicionales ........................................................................................ 72

2.3.6.1 Adaptadores ................................................................................................. 73

2.3.6.2 Conductos .................................................................................................... 73

2.3.6.3 Módulos de Interconexión en “X” o en “T” ..................................................... 73

2.3.6.4 Conexiones Directas a Transformadores ...................................................... 73

2.3.6.5 Apartarrayos o Descargadores de Sobretensión .......................................... 74

2.3.7 Compartimiento de Gas ................................................................................... 74

2.3.8 Control y Supervisión ...................................................................................... 75

2.3.8.1 Armarios de Control Convencional ............................................................... 75

2.3.8.2 Tecnología Digital de Protección y Control ................................................... 77

2.3.8.3 Conexión a Nivel de Subestación ................................................................. 77

2.3.9 Sistemas de Supervisión Digital ...................................................................... 78

2.4 Hexafluoruro de Azufre (SF6) ................................................................................. 81

2.4.1 Propiedades del Gas SF6 ................................................................................. 81

2.4.1.1 Ecuación de Estado del SF6 .......................................................................... 83

2.4.2 Humedad en el Gas SF6 .................................................................................. 83

2.4.3 Calentamiento Global ...................................................................................... 84

2.5 Arreglos de una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6 ........................... 85

Capítulo 3 Estudio Técnico .............................................................................................. 91

3.1 Estudio Técnico ...................................................................................................... 92

3.2 Diseño .................................................................................................................... 92

3.2.1 Ampliación ........................................................................................................ 93

3.3 Ventajas de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 ................... 94

3.3.1 Optimización de Espacio .................................................................................. 94

3.3.2 Seguridad ........................................................................................................ 97

3.3.3 Confiabilidad .................................................................................................... 98

3.3.4 Libre de Mantenimiento .................................................................................... 98

3.3.5 Medio Ambiente ............................................................................................... 99

3.4 Ventajas y Desventajas Comparativas de las Subestaciones Eléctricas encapsuladas

y Convencionales .......................................................................................................... 101

Capítulo 4 ESTUDIO ECONÓMICO .............................................................................. 103

4.1 Aspectos Generales ............................................................................................. 104

4.2 Economía de una Subestación Eléctrica Convencional y una Subestación

Encapsulada en Gas SF6 ........................................................................................... 104

4.2.1 Análisis Comparativo de Costos de Terreno .................................................. 105

4.2.2 Análisis Comparativo de Costos de Equipo Electromecánico de cada Subestación

............................................................................................................................... 107

4.2.3 Análisis Comparativo de Costos Total Entre Ambos Tipos de Subestaciones

Eléctricas ................................................................................................................ 113

4.3 Viabilidad .............................................................................................................. 114

Conclusiones ................................................................................................................. 117

Índice de Figuras ........................................................................................................... 119

Índice de Tablas ............................................................................................................ 122

Glosario ......................................................................................................................... 123

Referencias ................................................................................................................... 124

INTRODUCCIÓN

En los capítulos de esta tesis se describirán, en primera instancia, el equipo eléctrico

principal que es utilizado de manera general en una subestación eléctrica

convencional. Posteriormente, también se describirá a las subestaciones eléctricas

encapsuladas en gas SF6, el equipo eléctrico principal que las conforma, así como

las propiedades que presenta dicho gas.

Finalmente mediante un estudio técnico y uno económico se presentaran aquellos

factores que se ven inmersos para realizar la comparación entre ambos tipos de

subestaciones y el costo que implica la realización de un proyecto teniendo como

referencia a la Subestación Eléctrica Convencional “Kilómetro Cero” con niveles de

tensión de 230/23 kV de la Comisión Federal de Electricidad, ubicada en la colonia

Guerrero, delegación Cuauhtémoc, en la Ciudad de México así como equipo

eléctrico de diferentes fabricantes.

2

Capítulo 1 SUBESTACIONES

ELÉCTRICAS CONVENCIONALES

SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

CONVENCIONALES

3

1.1 Subestaciones Eléctricas

El Ing. José Raúl Martin en su libro “Diseño de subestaciones Eléctricas”, establece

que una subestación eléctrica convencional es el conjunto de equipo eléctrico que

en conjunto forman parte de un sistema eléctrico de potencia. Dentro de sus

principales funciones, es la transformación de tensiones (disminuirla en caso de

subestaciones de distribución, y aumentarla en caso de subestaciones de potencia),

y derivar diferentes circuitos de potencia, para la transmisión o distribución de

energía eléctrica.

1.1.1 Tipos de Subestaciones

El Ing. José Raúl Martin establece que las subestaciones eléctricas, de acuerdo a

su función, pueden clasificarse en tres grupos diferentes:

Subestaciones transformadoras de tensión (de distribución y potencia)

Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuitos

Subestaciones mixtas (combinación de las dos anteriores)

Las subestaciones eléctricas, de acuerdo a su tensión y potencia, pueden

clasificarse en las siguientes:

Subestaciones de transmisión o de potencia (arriba de 230 KV)

Subestaciones de subtransmisión (entre 230 y 115 KV)

Subestaciones de distribución (entre 115 y 23 KV)

Subestaciones de distribución secundaria o subdistribución (23 KV y

tensiones menores).

4

1.2 Clasificación de Acuerdo a su Función

1.2.1 Elevadoras

En este tipo de Subestaciones se modifican los parámetros principales en la

generación de la energía eléctrica por medio de los transformadores de potencia,

elevando la tensión y reduciendo la corriente para que la potencia pueda ser

transportada a grandes distancias con el mínimo de pérdidas. Son las

subestaciones que generalmente se encuentran en las Centrales Eléctricas.

Algunos niveles típicos de tensión usados en los sistemas eléctricos de potencia,

se dan en la tabla siguiente, agrupándolos en transmisión, subtransmisión,

distribución y utilización, ver Tabla 1.1.

Tabla 1.1 Niveles de tensión utilizados en México según el CENACE

Transmisión Subtransmisión Distribución Utilización

400 KV 115KV 34.5 KV 400 V, 3𝜑

230 KV 69KV 23 KV 220 V, 2𝜑

13.8 KV 110 V, 1𝜑

1.2.2 Reductoras

En este tipo de Subestaciones se modifican los parámetros de la transmisión de la

energía eléctrica por medio de transformadores reductores, disminuyendo la tensión

y aumentando la corriente para que la potencia pueda ser distribuida a distancias

medias a través de líneas de transmisión, subtransmisión y circuitos de distribución,

los cuales operan a bajas tensiones para su comercialización.

1.2.3 De Maniobra

En este tipo de Subestaciones no se modifican los parámetros en la transmisión de

la energía eléctrica, únicamente son nodos de entrada y salida sin elementos de

5

transformación y son utilizadas como interconexión de líneas, derivaciones,

conexión y desconexión de compensación reactiva y capacitiva, entre otras.

1.3 Clasificación de Acuerdo a su Construcción

1.3.1 Tipo Intemperie

Son las construidas para operar expuestas a las condiciones atmosféricas (lluvia,

nieve, viento y contaminación ambiental) y ocupan grandes extensiones de terreno,

ver Figura 1.1.

Figura 1.1 Subestación Eléctrica Tipo Intemperie, tomada de catálogos de producto de Siemens

6

1.3.2 Tipo Interior

Son Subestaciones que se encuentran con protección de obra civil, similares en su

forma a las de tipo intemperie, con el fin de protegerlas de los fenómenos

ambientales como son: la contaminación salina, industrial y agrícola, así como de

los vientos fuertes y descargas atmosféricas, ver Figura 1.2, y se aplican

generalmente en:

Zonas urbanas y con poca disponibilidad de espacio.

Zonas con alto costo de terreno.

Zonas de alta contaminación y ambiente corrosivo.

Zonas con restricciones ecológicas.

Instalaciones subterráneas.

Figura 1.2 Subestación Eléctrica Tipo Interior, tomada de catálogos de producto de Siemens.

7

1.4 Simbología del Equipo Eléctrico de una Subestación Eléctrica

Para la operación correcta y segura de las subestaciones, la nomenclatura para

identificar tensiones, estaciones y equipos, será uniforme en toda la República

Mexicana. Deberá además, facilitar la representación gráfica por los medios

técnicos o tecnológicos disponibles en la operación.

Cada uno de los dispositivos eléctricos de que consta una subestación de potencia

se representa por medio de un símbolo simplificado como se muestra en la siguiente

Figura 1.3.

Figura 1.3 Simbología del Equipo Eléctrico Principal Utilizado en una Subestación Eléctrica, José G. Mar Pérez (2011). Descripción y Función del Equipo de una Subestación Eléctrica. Universidad

Veracruzana, Poza Rica

8

1.5 Equipo Eléctrico De Una Subestación Eléctrica

El Ing. José Raúl Martin en su libro “Diseño de subestaciones Eléctricas”, establece

que el equipo principal utilizado en una subestación eléctrica, se describe en orden

de mayor a menor importancia, los aparatos del grupo de tensión y en el segundo,

los aparatos del grupo de corriente.

1.5.1 Transformadores

Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducción

electromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas

devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro al silicio. Las bobinas o devanados se

denominan “primario y secundario” según correspondan a la tensión alta o baja,

respectivamente. También existen transformadores con más devanados, en este

caso puede existir un devanado "terciario", de menor tensión que el secundario.

Se denomina transformador a una máquina electromagnética que permite aumentar

o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la

frecuencia. 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 porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño y tamaño,

ver Figura 1.4.

9

Figura 1.4 Transformador de Potencia, tomada de catálogos de producto de ABB.

1.5.1.1 Partes del Transformador

Las partes del transformador pueden ser clasificadas de la siguiente manera (ver

Figura 1.5):

Parte activa

Está formada por un conjunto de elementos separados del tanque principal agrupa

los siguientes elementos:

1. Núcleo. Este constituye el circuito magnético, que está fabricado en láminas de

acero al silicio. El núcleo puede ir unido a la tapa y levantarse con ella, o puede ir

unido a la pared del tanque, lo cual produce mayor resistencia durante las

maniobras mecánicas del transporte.

10

2. Bobinas. Estas constituyen el circuito eléctrico, se fabrican utilizando alambre o

solero de cobre o de aluminio. Los conductores se forran de material aislante, que

puede tener diferentes características, de acuerdo con la tensión del servicio de la

bobina, la temperatura y el medio en que va a estar sumergida.

Los devanados deben tener conductos de enfriamiento radiales y axiales que

permitan fluir el aceite y eliminar el calor generado en su interior. Además, deben

tener apoyos y sujeciones suficientes para soportar los esfuerzos mecánicos

debidos a su propio peso, y sobre todo los de tipo electromecánico que se producen

durante cortocircuitos.

Parte pasiva Consiste en el tanque donde se aloja la parte activa; se utiliza en los

transformadores cuya parte activa va sumergida en líquidos. El tanque debe ser

hermético, soportar el vacío absoluto sin presentar deformación permanente,

proteger eléctrica y mecánicamente el transformador, ofrecen puntos de apoyo para

el transporte y la carga del mismo, soportar los enfriadores, bombas de aceite,

ventiladores y los accesorios especiales.

La base del tanque debe ser lo suficientemente reforzada para soportar las

maniobras de levantamiento durante la carga o descarga del mismo. El tanque y los

radiadores de un transformador deben tener un área suficiente para disipar las

pérdidas de energía desarrolladas dentro del transformador. A medida que la

potencia de diseño de un transformador se hace crecer, el tanque y los radiadores,

por si solos, no alcanzan a disipar el calor generado, por lo que en diseños de

unidades de alta potencia se hace necesario adicionar enfriadores, a través de los

cuales se hace circular aceite forzado por bombas, y se sopla aire sobre los

enfriadores, por medio de ventiladores. A este tipo de eliminación térmica se le llama

enfriamiento forzado.

11

Accesorios

Los accesorios de un transformador son un conjunto de partes y dispositivos que

auxilian en la operación y facilitan en labores de mantenimiento.

1. Tanque conservador. Es un tanque extra colocado sobre el tanque principal del

transformador, cuya función es absorber la expansión del aceite debido a los

cambios de temperatura, provocados por los incrementos de la carga.

El tanque se mantiene lleno de aceite aproximadamente hasta la mitad. En caso de

una elevación de temperatura, el nivel de aceite se eleva comprimiendo el gas

contenido en la mitad superior si el tanque es sellado, o expulsando el gas hacia la

atmosfera si el tanque tiene respiración.

2. Boquillas. Son los aisladores terminales de las bobinas de alta y baja tensión que

se utilizan para atravesar el tanque o la tapa del transformador.

3. Tablero. Es un gabinete dentro del cual se encuentran los controles y

protecciones de los motores de las bombas de aceite, de los ventiladores, del

cambiador de derivaciones bajo carga, etc.

4. Válvulas. Conjunto de dispositivos que se utilizan para el llenado, vaciado,

mantenimiento y muestreo del aceite del transformador.

5. Conectores a tierra. Son unas piezas de cobre soldadas al tanque, donde se

conecta el transformador a la red de tierra.

6. Placa de características. Esta placa se instala en un lugar visible del

transformador y en ella se graban los datos más importantes como son potencia,

tensión, por ciento de impedancia, número de serie, diagrama vectorial y de

conexiones, numero de fases, frecuencia, elevación de temperatura, altura de

operación sobre el nivel del mar, tipo de enfriamiento, por ciento de variación de

12

tensión en los diferentes pasos del cambiador de derivaciones, peso y años de

fabricación.

Figura 1.5 Partes del Transformador, tomada de catálogos de producto de PROLEC.

13

1.5.1.2 Principales Conexiones del Transformador

Conexión estrella-estrella. Esta conexión da un servicio satisfactorio si la

carga trifásica es balanceada; si la carga es desbalanceada, el neutro

eléctrico tiende a ser desplazado del punto central, haciendo diferentes las

tensiones de línea a neutro; esta desventaja puede ser eliminada conectando

a tierra el neutro. La ventaja de este sistema de conexiones es que el

aislamiento soporta únicamente el tensión de línea a tierra, ver Figura 1.6.

Conexión delta-delta. Este arreglo es usado generalmente en sistemas

donde los tensiones no son altos y cuando la continuidad del servicio debe

ser mantenida aun si unos de los transformadores fallan; si esto sucede, los

transformadores pueden continuar operando en la conexión delta-abierta,

también llamada “conexión V” con esta conexión no se presentan problemas

con cargas desbalanceadas, pues prácticamente los tensiones permanecen

iguales, independientemente del grado de desbalance de la carga, ver Figura

1.7.

Conexión delta-estrella. Esta conexión se emplea usualmente para elevar la

tensión, como por ejemplo al principio de un sistema de transmisión de alta

tensión. Otra de sus ventajas es que el punto de neutro es estable y no flota

cuando la carga es desbalanceada. Esta conexión también es muy usada

cuando los transformadores deben suministrar carga trifásica y carga

monofásica; en estos casos, la conexión proporciona un cuarto hilo

conectado al neutro, ver Figura 1.8.

14

Figura 1.6 Conexión estrella-estrella, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución

Figura 1.7 Conexión delta-delta, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución

Figura 1.8 Conexión delta-estrella, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución

15

1.5.1.3 Pruebas a los Transformadores

La norma mexicana NMX-J-169-ANCE-2004, clasifica a las pruebas de la siguiente

manera:

Pruebas de prototipo: son las aplicables a nuevos diseños, con el propósito

de verificar si el producto cumple con lo especificado en las normas o por el

usuario.

Pruebas de rutina: son pruebas que debe efectuar el fabricante en todos los

transformadores de acuerdo con los métodos indicados en esta norma, para

verificar si la calidad del producto se mantiene dentro de lo especificado por

norma o por el usuario.

Pruebas opcionales: son las establecidas entre fabricante y usuario, con el

objeto de verificar características especiales del producto.

Pruebas de aceptación: son aquellas pruebas establecidas en un contrato

que demuestran al usuario que el producto cumple con las normas y

especificaciones correspondientes.

Dicha norma establece que las pruebas mínimas que deben efectuarse a los

transformadores antes de la instalación, son las siguientes:

1. Inspección del aparato. Se verifica el cumplimiento de las normas y

especificaciones.

2. Aceite aislante. Se debe verificar la rigidez dieléctrica y la acidez.

3. Resistencia de aislamiento. Se mide con un megóhmetro, la medición se

efectúa en tres pasos, primero se mide la resistencia de los devanados entre

alta y baja tensión, después se mide alta tensión y tierra y finalmente en baja

tensión y tierra.

16

4. Inspección del alambrado de control. Se comprueba la continuidad y la

operación de los circuitos de control, protección, medición, señalización,

sistema de enfriamiento, cambiador de derivaciones y transformadores de

instrumentos.

5. Relación de transformación. Esta prueba se efectúa para determinar que las

bobinas han sido fabricadas, de acuerdo con el diseño y con el número de

vueltas exacto.

6. Polaridad. Se requiere su comprobación para efectuar la conexión adecuada

de los bancos de transformadores.

7. Potencial aplicado. Sirve para comprobar el aislamiento de los devanados

con respecto a tierra. Consiste en juntar por un lado todas la terminales del

devanado que se va aprobar y, por otro lado, se conectan entre si todas las

terminales de los otros devanados y estas a su vez se conectan a tierra.

8. Potencial inducido. Sirve para comprobar el aislamiento entre espiras y entre

secciones de los devanados. Consiste en inducir entre las terminales de un

devanado, en una tensión doble de la nominal durante un minuto, y una

frecuencia al doble de la nominal, para que no se sature el núcleo.

9. Perdidas en el hierro y por ciento de la corriente de excitación. Estos valores

se indican en las especificaciones de acuerdo con sus valores máximos

permitidos, que se llaman valores garantizados.

10. Perdidas de carga y por ciento de impedancia. También se fijan valores

garantizados y se cobran multas en caso de pérdidas superiores a las

garantizadas.

17

11. Temperatura. Estas pruebas se efectúan a una unidad de cada lote; se

desarrollan conectando el cambiador de derivaciones en posición de

perdidas máximas y trabajando el sistema de enfriamiento correspondiente

a plena capacidad

12. Impulso. Es una prueba de tipo opcional; simula las condiciones producidas

por la descarga de un rayo y consiste en aplicar sucesivamente al

aislamiento de un transformador una onda de impulso completa a tensión

reducida, dos ondas de impulso cortadas en la cola y una onda de impulso

completa a tensión plena

1.5.1.4 Clasificación y Utilización de los Transformadores

El Ing. Pedro Avelino Pérez en su libro “Transformadores de Distribución”, establece

que estos pueden clasificarse de distintas formas, según se tome como base, la

operación, la construcción o la utilización; así se tiene que:

a) Por la operación: Se refiere a la potencia o energía que manejan dentro del

sistema eléctrico:

Transformadores de distribución. Tienen capacidad desde 5 hasta 500

KVA, pueden ser monofásicos o trifásicos.

Transformadores de potencia. Son aquellos que tienen capacidades

mayores a 500 KVA.

b) Por el número de fases: Depende de las características del sistema al que

se va a conectar

Monofásico. Pueden ser de potencia o de distribución que son

conectados a una o fase y a un neutro o tierra. Están construidos por una

sola bobina de alta tensión y una de baja tensión, ver Figura 1.9.

18

Trifásico. Pueden ser de potencia o de distribución que son conectados a

tres líneas o fases y pueden estar conectados o no a un neutro común o

tierra. Están construidos por tres bobinas de alta tensión y tres de baja

tensión, ver Figura 1.10.

Figura 1.9 Esquema eléctrico de un transformador monofásico, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución

Figura 1.10 Esquema eléctrico de un transformador trifásico, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución

19

c) Por su utilización: Depende de la posición que ocupa dentro del sistema

eléctrico de potencia.

Transformador para generador. Son transformadores de potencia (o

transformadores elevadores de tensión), que van conectados a la salida del

generador, los cuales proporcionan la energía a la línea de transmisión

elevando los niveles de tensión.

Transformadores de subestación. Son transformadores reductores, que se

conectan al final de la línea de transmisión para disminuir la tensión a niveles

de subtransmisión.

Transformadores de distribución. Reducen la tensión de subtransmisión, a

tensiones de distribución, es decir a baja tensión; tensiones aplicables a

zonas de consumo de energía eléctrica.

Transformadores especiales. Son transformadores diseñados para

diferentes aplicaciones como pueden ser: reguladores de tensión,

transformadores para rectificación, transformadores para horno de arco

eléctrico, transformadores defasadores, transformadores para mina,

transformadores para prueba, transformadores para fuentes de corriente

directa entre otros.

Transformadores de instrumentos. Son transformadores de potencial y

transformadores de corriente que son usados en protección, medición y

control.

d) Por la construcción y forma de núcleo: De acuerdo con la posición

existente entre la colocación del bobinado y el núcleo, se conocen dos tipos.

Núcleo acorazado. También llamado tipo Shell, es aquel que en el núcleo

cubre las bobinas de baja y alta tensión.

Núcleo no acorazado. También conocido como tipo columna o core y es

aquel en el que las bobinas abarcan gran parte del circuito magnético.

20

e) En función de las condiciones de servicio:

Para su uso interior

Para uso exterior.

f) En función de los lugares de instalación:

Tipo poste.

Tipo subestación.

Tipo pedestal.

Tipo bóveda o sumergible.

d) De acuerdo al tipo de enfriamiento: Existen los tipos seco y los sumergidos en

aceite.

1) Sumergidos en aceite

Tipo OA (Oil immersed, self-cooled). Es un transformador sumergido en

aceite con enfriamiento natural siendo este el enfriamiento más común,

económico y adaptable a la mayoría de las aplicaciones. En estas

unidades el aceite aislante circula por convección natural dentro de un

tanque con paredes corrugadas o lisas o de igual forma con enfriadores

tubulares o de radiadores separables.

Tipo OA / FA (Oil immersed, forced-air cooled). Sumergido en aceite con

enfriamiento a base de aire forzado. Esta unidad es básicamente un tipo

OA a la cual se le agregan ventiladores para aumentar la disipación del

calor en las superficies de enfriamiento, y por lo tanto, aumentar los KVA

de salida del transformador. Este sistema de enfriamiento es empleado

en transformadores que deben soportar sobrecarga durante periodos

cortos de tiempo, esperando que esto ocurra frecuentemente en

condiciones normales de operación, y deben ser toleradas sin afectar el

funcionamiento del transformador.

21

Tipo OA / FA / FOA (Oil immersed, forced-oil, plus forced-air cooled.

Transformador sumergido en aceite con enfriamiento propio, con

enfriamiento a base de aire forzado y a base de aceite forzado. El régimen

del transformador tipo OA sumergido en aceite, puede ser aumentado

combinado de bombas y ventiladores. En la construcción se usan los

radiadores desprendibles normales, con la adición de ventiladores

montados sobre dichos radiadores y bombas conectadas a los cabezales

de los mismos. El aumento de la capacidad se hace en dos pasos.

Tipo FOA (Oil immersed, self-cooled, plus water-cooling by pump through

pipe/coil or heat exchanger). Transformador sumergido en aceite con

enfriamiento por agua. Este tipo de transformador está equipado con un

intercambiador de calor tubular colocado fuera del tanque.

El agua de enfriamiento circula en el interior de los tubos y se drena por

gravedad o por medio de una bomba independiente. El aceite fluye

estando en contacto con la superficie de los tubos.

Tipo FOW (Ídem FOA). Sumergido en aceite con enfriamiento de aceite

forzado con enfriadores de agua forzada. Este es prácticamente igual al

tipo FOA, solo que el intercambiador de calor es del modelo agua-aceite

y por lo tanto, el enfriamiento del aceite se hace por medio de agua sin

tener ventiladores.

2) Tipo seco

Tipo AA (Dry type, self-cooled, natural circulation of air). Transformador

tipo seco con enfriamiento propio. Se caracteriza por no tener aceite u

otro líquido para efectuar las funciones de aislamiento y enfriamiento. El

aire es el único medio aislante que rodea el núcleo y las bobinas.

22

Tipo AFA (Dry type, forced-air cooled, circulation of air or gas).

Transformador tipo seco con un enfriamiento por aire forzado, el diseño

comprende un ventilador que empuja al aire en un ducto colocado en la

parte inferior de la unidad; por medio de aberturas en el ducto se lleva el

aire a cada núcleo. Este tipo solo tiene un régimen con ventilador.

Tipo AA / FA (Dry type, self-cooled, forced-air cooled). Transformador tipo

seco con enfriamiento propio, con enfriamiento por aire forzado, su

denominación indica que tiene dos regímenes, uno por enfriamiento

natural y el otro por la circulación de aire forzado por medio de los

ventiladores, este control es automático y opera mediante un relevador

térmico.

1.5.2 Transformadores de Instrumento

El Ing. José Raúl Martin en su libro “Diseño de subestaciones Eléctricas”, establece

que los transformadores de instrumento son dispositivos electromagnéticos los

cuales tienen la función principal de reducir las magnitudes de tensión y corriente a

escala, aunque se utilizan para la protección y medición de los diferentes circuitos

de una subestación, o un sistema eléctrico en general, ver Fig. 1.11.

Con el objeto de disminuir el costo y los peligros de las sobre tensiones dentro de

los tableros de control y protección, se dispone de los aparatos llamados

transformadores de corriente y potencial que representan, a escalas muy reducidas,

las grandes magnitudes de corriente o de tensión respectivamente.

Normalmente estos transformadores se construyen con sus secundarios, para

corrientes de 5 A o tensiones de 120 V.

23

Figura 1.11 Transformador Instrumento, tomada de catálogos de producto de ABB.

Los transformadores de corriente se conectan en serie con la línea, mientras que

los de potencial se conectan en paralelo, entre dos fases o entre fase y neutro.

Esto en sí, representa un concepto de dualidad entre los transformadores de

corriente y los de potencial que se puede generalizar en la siguiente Tabla 1.2.

Tabla 1.2 Equivalencia en las Funciones de los Transformadores de Instrumento, José G. Mar Pérez (2011). Descripción y Función del Equipo de una Subestación Eléctrica. Universidad Veracruzana,

Poza Rica

Concepto Tipo de Trasformador

De Potencial De Corriente

Tensión Constante Variable

Corriente Variable Constante

Carga denominada por: Corriente Tensión

Error causado por: Caída de tensión en serie

Corriente derivada en paralelo

Conexión en el primario (línea):

En paralelo En serie

Conexión de aparatos al secundario:

En paralelo En serie

24

1.5.2.1 Transformadores de Potencial

El Dr. Gilberto Enríquez Harper en su libro “Elementos de diseño de subestaciones

Eléctricas”, establece que los transformadores de potencial, son empleados para

medición y/o protección, su nombre se debe a que la cantidad principal por variares

la tensión es decir, permiten reducir la tensión de un valor que puede ser muy alto

a un valor utilizado por los instrumentos de medición o protección.

Las tensiones primarias pueden tener valores relativamente altos, como 400Kv por

ejemplo. Los transformadores de potencial, pueden tener diferentes relaciones de

transformación dependiendo del número de secundarios que tengan. Ver Figura

1.12.

Figura 1.12 Transformadores de Potencial Capacitivo e Inductivo, tomada de catálogos de producto de

ABB.

1.5.2.1.1 Parámetros de los Transformadores de Potencial

Tensión. Las tensiones primaria y secundaria de un transformador de

potencial deben estar normalizadas de acuerdo con cualquiera de las normas

nacionales o internacionales en uso.

25

Tensión primaria. Se debe seleccionar el valor normalizado inmediato

superior al valor calculado de la tensión nominal de la instalación.

Tensión secundaria. Los valores normalizados, según la ANSI son de 120

volts para aparatos de 25 kV y de 115 Volts para aquellos con valores

superiores de34.5 kV.

Potencia nominal. Es la potencia secundaria expresada en volt-amperes, que

se desarrollan bajo la tensión nominal y que se indica en la placa de

características del aparato.

Carga. Es la impedancia que se conecta a las terminales del devanado

secundario.

Clase de precisión para medición. La clase de precisión se designa por el

error máximo admisible en por ciento, que el transformador de potencia

puede introducir en la medición de potencia operando con su tensión nominal

primaria y la frecuencia nominal. La precisión de un transformador se debe

poder garantizar para los valores entre 90 y 110% de la tensión nominal.

1.5.2.2 Transformadores de Corriente

El Dr. Gilberto Enríquez Harper en su libro “Elementos de diseño de subestaciones

Eléctricas”, establece: Cuando se desea hacer mediciones cuyos valores son

elevados y no pueden ser manejados directamente por los instrumentos de

medición o protección, o bien, cuando se trata de hacer mediciones de corriente en

circuitos que operan a tensiones elevadas, es necesarios establecer un aislamiento

eléctrico entre el circuito primario conductor y los instrumentos. Este aislamiento se

logra por medio de transformadores de corriente cuya función principal es

transformar o cambiar un valor de corriente de un circuito a otro que permita la

26

alimentación del instrumento y que por lo general es de 5 A según normas,

proporcionando el aislamiento necesario en la tensión.

El primario del transformador se conecta en serie con el circuito por controlar y el

secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de

medición y de protección que requieran ser energizados, ver Figura 1.13.

Figura 1.13 Transformador de Corriente, tomada de catálogos de producto de ABB.

Un transformador de corriente puede tener uno o varios secundarios, embobinados

a su vez sobre uno o varios circuitos magnéticos. Si el aparato tiene varios circuitos

magnéticos, se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. Un

circuito se puede utilizar para mediciones que requieran mayor precisión, y los

demás se pueden utilizar para protección. Por lo tanto, conviene que las

protecciones diferenciales y de distancia se conectan a transformadores

independientes.

27

La tensión del aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando

menos, al igual a la tensión más elevada del sistema al que va a estar conectado.

Para el caso de los transformadores utilizados en protecciones con relevadores

estáticos se requieren núcleos que provoquen menos saturaciones que en el caso

de los relevadores de tipo electromagnético, ya que las velocidades de respuesta

de las protecciones electrónicas son mayores.

Los transformadores de corriente pueden ser de medición, de protección o mixtos:

Transformadores de medición. Los transformadores cuya función es medir,

requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la

corriente. Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de

corriente nominal del orden del 10%, hasta un exceso de corriente del

orden del 20% sobre su valor nominal.

Transformadores de protección. Los transformadores cuya función es

proteger el circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de 20

veces la magnitud de la corriente nominal.

En el caso de los relevadores de sobre corriente, solo importa la relación de

la transformación, pero en otro tipo de relevadores, como pueden ser los de

impedancias, se requiere además de la relación de transformación, mantener

el error del ángulo de fase dentro de los valores predeterminados.

Transformadores mixtos. En este caso, los transformadores se diseñan

para una combinación de los dos casos anteriores, un circuito con el núcleo

de alta precisión para los circuitos de medición y uno o dos circuitos más,

con sus núcleos adecuados, para los circuitos de protección.

28

1.5.3 Capacitores

El Dr. Gilberto Enríquez Harper en su libro “Fundamentos de Sistemas de Energía

Eléctrica”, establece que los capacitores son unos dispositivos eléctricos, formados

por dos láminas conductoras, separadas por una lámina dieléctrica y que al aplicar

una diferencia de tensión almacenan carga eléctrica.

Los capacitores de alta tensión están sumergidos, por lo general, en líquidos

dieléctricos y todo el conjunto está dentro de un tanque pequeño, herméticamente

cerrado. Sus dos terminales salen al exterior a través de dos boquillas de porcelana,

cuyo tamaño dependerá del nivel de tensión del sistema al que se conectaran.

Una de las aplicaciones más importantes del capacitor es la de corregir el factor de

potencia en líneas de distribución y en instalaciones industriales, aumentando la

capacidad de transformación de las líneas, el aprovechamiento de la capacidad de

los transformadores y la regulación del tensión en los lugares de consumo, ver

Figura 1.14.

Figura 1.14 Capacitores, tomada de catálogos de producto de ABB

29

1.5.3.1 Consideraciones en los Capacitores

En la instalación de los bancos de capacitores de alta tensión hay que tomar en

cuenta ciertas consideraciones:

Ventilación. Se debe cuidar que los capacitores estén bien ventilados para

que su temperatura de operación no exceda a la de diseño. La operación a

10°C arriba de la temperatura nominal disminuye la vida medida del capacitor

en más de un 70%, debidos a los dieléctricos son muy sensibles, y en forma

marcadamente exponencial, a las temperaturas de operación.

Frecuencia. Los capacitores deben operar a la frecuencia nominal; si la

frecuencia de alimentación baja, se reduce la potencia reactiva suministrada.

Tensión. Si los capacitores se alimentan con una tensión inferior al valor

nominal, la potencia reactiva suministrada se reduce proporcionalmente al

cuadrado de la relación de las tensiones, como se muestra en la relación

siguiente:

𝑸𝑺 = (𝑽𝒓𝑽𝒏)𝟐

= 𝑸𝒏

Dónde:

Qs y Qn ya fueron indicados en la expresión anterior.

Vr = tensión aplicada en volts.

Vn = tensión nominal en volts.

30

Los capacitores de alta tensión pueden operar a tensiones de hasta 110% del valor

nominal; sin embargo, conviene evitar que esto suceda, pues la operación a una

sobre tensión permanece de un 10%, disminuye la vida media de un capacitor en

un 50%.

Corriente. La corriente nominal en un capacitor viene dada por las relaciones:

𝒍𝒏 =𝑸

𝑽

Si es monofásico

𝒍𝒏 =𝑸

√𝟑𝑽

Si es trifásico

Dónde:

In = corriente nominal en amperes

V =tensión en kV (entre terminales si es monofásico o entre fases si es trifásico).

Q =potencia reactiva nominal en kVAR.

La corriente de un capacitor es directamente proporcional a la frecuencia, la

capacitancia y la tensión entre terminales, o sea:

𝑰 = 𝟐𝝅𝒇𝑪𝑽

31

1.5.4 Banco de Capacitores

En las instalaciones industriales y de potencia, los capacitores se instalan en grupos

llamados bancos. Los bancos de capacitores de alta tensión generalmente se

conectan en estrella, con neutro flotante y rara vez con neutro conectado a tierra.,

ver Fig. 1.15. El que se utilice uno u otro tipo de neutro, depende de las

consideraciones siguientes:

Conexión del sistema a tierra

Fusibles de capacitores

Dispositivos de conexión y desconexión

Armónicas

Conexiones a tierra. En sistemas eléctricos con neutro aislado, o conectado a tierra

a través de una impedancia, como en el caso del sistema central mexicano, los

bancos de capacitores deben conectase a tierra.

Para obtener el beneficio óptimo de la aplicación de capacitores en el sistema de la

distribución, los capacitores deben localizarse donde produzcan la máxima

reducción de pérdidas, mejores niveles de tensión y estén tan cercanos a la carga

como sea posible.

32

Figura 1.15 Banco de Capacitores, tomada de catálogos de producto de ABB.

1.5.5 Apartarrayos.

El Ing. Pedro Camarena en su libro “Instalaciones Eléctricas Industriales” establece

que los Apartarrayos se emplean para la protección para la protección de las

Instalaciones y subestaciones eléctricas. Son dispositivos eléctricos formados por

una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud

de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas, sobretensiones

provocadas por influencia de otras redes, operación de interruptores o desbalanceo

del sistema, ver Figura 1.16.

33

Figura 1.16 Apartarrayos, tomada de catálogos de producto de ABB.

Los apartarrayos están constituidos por varias piezas de resistencia no lineal, de

óxido de zinc, aplicadas dentro de una columna hueca de porcelana, sin

entrehierros. En la parte superior de la porcelana tienen una placa relevadora de

presión que, en caso de una sobretensión interna, se rompe y permite escapar los

gases hacia arriba sin producir daños laterales. Las resistencias no lineales son

también unos pequeños cilindros formados por partículas de óxido de zinc de

menor tamaño que en el caso de los convencionales.

Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales:

Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no exceda cierto

valor determinado.

Convertirse en conductor al alcanzar la tensión de ese valor.

Conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensión.

34

1.5.5.1 Funciones de los Apartarrayos

Los apartarrayos cumplen con las siguientes funciones:

Descargar las sobretensiones cuando su magnitud llega al valor de la tensión

disruptiva del diseño.

Conducir a tierra las corrientes de descarga producidas por las

sobretensiones.

Debe desaparecer la corriente de descarga al desaparecer las

sobretensiones.

No deben operar con sobretensiones temporales, de baja frecuencia.

La tensión residual debe ser menor que la tensión que resisten los aparatos

que protegen.

La función del apartarrayos no es eliminar las ondas de sobre tensión, sino limitar

su magnitud a valores que no sean perjudiciales al aislamiento del equipo.

Cuando se origina una sobretensión, se produce el arqueo de los entrehierros y la

corriente resultante es limitada por las resistencias a pequeños valores, hasta que

en una de las paradas por cero de la onda de corriente, los explosores

interrumpen definitivamente la corriente.

Las sobretensiones se pueden agrupar en las categorías siguientes:

1) Sobretensiones de impulso por rayo. Son generadas por las descargas

eléctricas en la atmosfera (rayos); tienen una duración del orden de decenas

de microsegundos.

35

2) Sobretensiones de impulso por maniobra. Son originadas por la operación de

los interruptores. Producen ondas con frecuencias del orden de 10 kHz y se

amortiguan rápidamente. Tienen una duración del orden de milisegundos.

3) Sobretensiones de baja frecuencia (60 Hz). Se originan durante los rechazos

de carga en un sistema, por desequilibrio en una red, o corto circuito de fase

a tierra. Tienen una duración del orden de algunos ciclos.

1.5.5.2 Características de los Apartarrayos

Las características principales que debe tener el apartarrayos instalado, son las

siguientes:

a) Presentar una impedancia alta o infinita a tensión nominal para minimizar las

pérdidas en condiciones normales.

b) Presentar una impedancia baja durante la ocurrencia de los transitorios

(sobretensión) para limitar la tensión y proteger el sistema o equipos

instalados (aislamiento, transformadores, etc.).

c) Drenar la corriente de la descarga y extinguir el arco de potencia durante el

transitorio en 60 Hz sin presentar daño alguno.

d) Regresar a las condiciones de circuito abierto (alta impedancia) después del

transitorio

36

1.5.6 Interruptores

El Dr. Gilberto Enríquez Harper en su libro “Fundamentos de Instalaciones

Eléctricas de Mediana y Alta Tensión”, establece que un Interruptor es un dispositivo

cuya función principal es interrumpir y restablecer la continuidad en un circuito

eléctrico es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un

circuito el bajo carga, en condiciones normales de operación, así como, y esta es

su función principal, bajo condiciones de falla por corto circuito.

Sirve para insertar o retirar de cualquier circuito energizado, máquinas, aparatos,

líneas aéreas o cables.

El interruptor debe ser capaz de interrumpir corriente eléctrica de intensidades y

factores de potencia diferentes, pasando desde la corriente capacitiva de varios

cientos de amperes y las inductivas de varias decenas de kilo amperes (corto

circuito).

El interruptor es, junto con el transformador, el dispositivo más importante de una

subestación, su comportamiento determina el nivel de confiablidad que se puede

tener en un sistema eléctrico de potencia, ver Figura 1.17.

Figura 1.17 Interruptor de Potencia, tomada de catálogos de producto de ALSTOM

37

1.5.6.1 Parámetros de los Interruptores

Tensión nominal: Es el valor eficaz de la tensión entre fases de sistema en

que se instala el interruptor.

Tensión máxima: Es el valor máximo de la tensión para la cual está diseñada

el interruptor y representa el límite superior de la tensión, al cual debe operar,

según norma.

Corriente nominal: Es el valor eficaz de la corriente normal máxima que

puede circular continuamente a través del interruptor sin exceder los límites

recomendables de elevación de temperatura.

Corriente de corto circuito inicial: Es el valor pico de la primera semionda de

corriente, comprendida en ella la componente transitoria.

Corriente de corto circuito: El valor eficaz de la corriente máxima de corto

circuito que puede abrir las cámaras de extinción de arco. Las unidades son

kA aunque comúnmente se dan en MVA de cortocircuito.

Tensión de restablecimiento: Es el valor eficaz de la tensión máxima de la

primera semionda de la componente alterna, que aparecen entre los

contactos de interruptor después de la extinción de la corriente. Tiene una

influencia muy importante en la capacidad de apertura de interruptor y

presenta una frecuencia que es el de orden de miles de Hertz, de acuerdo

con los parámetros eléctricos del sistema en la zona de operación. Esta

tensión tiene dos componentes, una frecuencia nominal del sistema y la otra

superpuesta que oscila a la frecuencia natural del sistema.

38

Resistencia de contactos: Cuando una cámara de arqueo se cierra, se

produce un contacto metálico en un área muy pequeña formada por tres

puntos, que es lo que en geometría determina un plano. Este contacto

formado por tres o más puntos es lo que fija el concepto de resistencia de

contacto y que provoca el calentamiento del contacto, al pasar la corriente

nominal a través de él.

Cámara de extinción de arco: Es la parte principal de cualquier interruptor

eléctrico. Las cámaras deben soportar los esfuerzos electrodinámicos de la

corriente de cortocircuito, así como los esfuerzos dieléctricos que aparecen

al producirse la desconexión del banco de reactores, capacitores y

transformadores.

El fenómeno de interrupción aparece al iniciarse la separación de los

contactos, apareciendo un arco a través de un fluido, que lo transforma en

plasma y que provoca esfuerzo en las cámaras, debido a las altas presiones

y temperaturas. Al interrumpirse la corriente, durante el paso de la onda por

cero, aparece entre los contactos la llamada tensión transitoria de

restablecimiento.

1.5.6.2 Clasificación de los Interruptores

Los interruptores se pueden clasificar:

Interruptores de Potencia Tanque Muerto.

Estos Interruptores fueron los primeros que se emplearon para interrumpir elevadas

intensidades de corriente a tensiones igualmente elevadas, ver Figura 1.18.

39

Constructivamente constan de un recipiente de acero lleno de aceite en el cuál se

encuentran dos contactos (fijo y móvil) y un dispositivo que cierra o abre dichos

contactos. El aceite sirve como medio aislante y medio de extinción del arco

eléctrico que se produce al abrir un circuito con carga. En los interruptores en aceite,

la energía del arco se usa para "fracturar" las moléculas de aceite y producir gas

hidrógeno, éste se usa para adelgazar, enfriar y comprimir el plasma del arco, esto

des ioniza el arco y efectúa un proceso de auto-extinción.

Figura 1.18 Interruptor de Potencia Tanque Muerto, tomada de catálogos de producto de ABB.

40

Interruptores de Potencia Tanque Vivo.

En este tipo de interruptores los polos están separados y las cámaras de

interrupción se disponen en el interior de tubos cilíndricos aislantes y de porcelana,

o bien de resina sintética con los extremos cerrados por medio de piezas metálicas,

de esta manera se requiere de menos aceite como aislante y se hace la sustitución

por otro tipo de aislamiento. El dispositivo de interrupción está alojado en un tanque

de material aislante, el cual está al nivel de tensión de la línea de operación normal,

por lo que se conoce también como Interruptores de tanque vivo, en contraposición

a los GVA se les conoce como Interruptores de tanque muerto, ver Figura 1.19.

Figura 1.19 Interruptor de Potencia tanque Vivo, tomada de catálogos de producto de ABB.

41

Interruptores con Hexafluoruro de azufre (SF6).

El continuo aumento en los niveles de cortocircuito en los sistemas de potencia ha

forzado a encontrar formas más eficientes de interrumpir corrientes de fallas que

minimicen los tiempos de corte y reduzcan la energía disipada durante el arco. Es

por estas razones que se han estado desarrollando con bastante éxito interruptores

en Hexafluoruro de Azufre (SF6). Otra importante ventaja de este gas, es su alta

rigidez dieléctrica que hace que sea un excelente aislante. De esta forma se logra

una significativa reducción en las superficies ocupadas por subestaciones. La

reducción de espacios alcanzada con el uso de unidades de

SF6 es cercana al 50% comparado a subestaciones tradicionales. Esta ventaja

muchas veces compensa desde el punto de vista económico, claramente se debe

mencionar que hay un mayor costo inicial, en su implementación, ver Figura 1.20.

Figura 1.20 Interruptor con Hexafluoruro de Azufre (SF6), tomada de catálogos de producto de ABB.

42

1.5.7 Cuchillas.

El Ing. José Dolores Juárez Cervantes en su libro “Instalaciones Eléctricas en Alta

Tensión”, establece que las cuchillas son dispositivos cuya función es quitar el

potencial de los elementos de la red eléctrica previamente desconectados y

proporcionar una ruptura visible de la continuidad del circuito. Las cuchillas

normalmente carecen de dispositivos de extinción del arco eléctrico, por lo que

deben operar sin carga. En tensiones de distribución existen cuchillas que operan

con carga, ver Figura 1.21.

Figura 1.21 Cuchillas, tomada de catálogos de producto de Siemens

43

Con las cuchillas que operan sin carga se puede conectar y desconectar:

1) transformadores de potencial y corrientes de carga estática de barras

colectoras y equipo.

2) Corrientes de carga estática en cables de tensiones de hasta 13.2 kV y

longitud no mayor a 10 Km.

3) Corrientes circulares de la condición de que la diferencia de tensiones en las

cuchillas después de la desconexión sea no mayor al 2% de la tensión

nominal.

4) Corrientes de cierre atierra (falla atierra con neutro flotante): pueden

permitirse hasta 5 A para líneas de 20 a 35 kV y de 25 A para líneas de 6 a

13.8 kV.

Dentro de las operaciones realizadas con cuchillas se encuentran:

1) Aterrizamiento y desaterrizamiento de neutro de transformadores.

2) Conexión y desconexión de cuchillas en paralelo con interruptor, estando

este cerrado.

Para evitar la desconexión de carga por medio de las cuchillas, se instalan

bloqueos con el interruptor. Los bloqueos:

Impiden la apertura de las cuchillas si el interruptor está cerrado.

Bloquean el cierre del interruptor si cualquier polo de las cuchillas no

abrió o cerró completamente.

Evitan efectuar un orden contario a otro que no se haya aún realizado.

No permiten que las cuchillas y el interruptor operen simultáneamente.

La diferencia entre un juego de cuchillas y un interruptor, considerando que los dos

abren o cierran circuitos, es que las cuchillas no pueden abrir un circuito con

corriente y el interruptor si puede abrir cualquier tipo de corriente, desde el valor

nominal hasta el valor de cortocircuito. Hay algunos fabricantes de cuchillas que

añaden a la cuchilla una pequeña cámara de arqueo de SF6 que la permite abrir

solamente los valores nominales de la corriente del circuito.

44

Las cuchillas están formadas por una base metálica de lámina galvanizada con un

conector para puesta a tierra; dos o tres columnas de aisladores que fijan el nivel

básico de impulso, y encima de estos, la cuchilla. La cuchilla está formada por una

navaja o parte móvil y la parte fija, que es una mordaza que recibe y presiona la

parte móvil.

1.5.7.1 Clasificación de las Cuchillas

Las cuchillas, de acuerdo con la posición que guarda la base y la forma que tiene el

elemento móvil, pueden ser:

Horizontales

Puede ser de tres postes. El mecanismo hace girar el poste central, que origina el

levantamiento de la parte móvil de la cuchilla. Para compensar el peso de la cuchilla,

la hoja móvil tiene un resorte que ayuda a la apertura. Otro tipo de cuchilla horizontal

es aquel en que la parte móvil de la cuchilla gira en un plano horizontal. Este giro

se puede hacer de dos formas. Cuchillas con dos columnas de aisladores que giran

simultáneamente y arrastran las dos hojas, una mordaza y la otra el contacto macho.

Horizontal invertida

Es igual a la cuchilla horizontal pero las tres columnas de aisladores se encuentran

colgando de la base. Para compensar el peso de la hoja de la cuchilla se encuentra

un resorte que, en este caso, ayuda al cierre de la misma; por otro lado, los

aisladores deben fijarse a la base en forma invertida para evitar que se acumule

agua.

45

Vertical

Es igual a la cuchilla horizontal, pero los tres aisladores se encuentran en forma

horizontal y la base está en forma vertical. Para compensar el peso de la hoja de la

cuchilla también tiene un resorte que, en este caso, ayuda a cerrar la cuchilla.

1.6 Arreglos de una Subestación Eléctrica Convencional

La subestación eléctrica o estación de conmutación, como parte del sistema de

distribución, funciona como punto de conexión o conmutación para líneas de

conmutación para líneas de transmisión, alimentadores de subtransmisión, circuitos

de generación y transformación.

El objetivo del diseño o arreglo de la subestación es proporcionar máxima

confiabilidad, flexibilidad, continuidad de servicio y satisfacer estos objetivos a los

costos de inversión más bajos que satisfagan las necesidades del sistema.

El Ing. José Raúl Martin en su libro “Diseño de subestaciones Eléctricas”, establece

que la conexión dentro de la subestación, determina el arreglo eléctrico y físico del

equipo de conmutación. Existen diferentes esquemas de barra cuando la

importancia cambia entre los factores de confiabilidad. Seguridad y ahorro

económico justifican principalmente la función e importancia de la subestación.

Los esquemas de barra de subestación más comunes son los siguientes:

a) Una barra. El esquema de una barra, normalmente es utilizado para grandes

subestaciones, la dependencia de una barra principal puede causar

prolongación en la interrupción del servicio en caso de falla de un interruptor

automático o una barra. La estación debe des energizarse para llevar a cabo

trabajos de conservación o agregarle extensiones de barra. El esquema de

una barra es considerado sin flexibilidad y sujeto a interrupción completa del

servicio, debido a su sencilla protección con relevadores, ver Figura 1.22.

46

Figura 1.22 Esquema a una barra, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill

b) Doble barra, doble interruptor automático. Este esquema requiere dos

interruptores automáticos para cada circuito alimentador. Normalmente cada

circuito está conectado a ambas barras. En algunos casos, la mitad de sus

servicios podría operar en cada falla, para estos casos la falla de la barra o

del interruptor automático podría ocasionar la perdida de la mitad de los

circuitos. La ubicación de las barras principales debe ser tal que evite que las

fallas se extiendan a ambas barras. El uso de dos interruptores automáticos

por circuito hace costoso este esquema, pero presenta un alto nivel de

confiabilidad cuando todos los circuitos se encuentran conectados para

operar en ambas barras, ver Figura 1.23.

47

Figura 1.23 Esquema de doble barra y doble interruptor automático, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill

c) Barra principal y de transferencia. Este esquema añade una barra de

transferencia al esquema de una barra. Un interruptor automático extra de

conexión de barra enlazara tanto a la barra principal como a la transferencia.

Cuando se retire un interruptor automático y de servicio para hacerle trabajos

de conservación se utiliza el interruptor automático de conexión de barra para

mantener energizado el circuito. A menos que los relevadores de protección

también sea transferidos, la protección para la conexión de barra debe ser

capaz de proteger las líneas de transmisión o los generadores, esto es

considerado poco satisfactorio, dado que la selectividad de los relevadores

es deficiente, ver Figura 1.24.

48

Figura 1.24 Esquema de barra principal y de transferencia, Raúll Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill

d) Doble barra un interruptor automático. Este esquema utiliza dos barras

principales y cada circuito está equipado con dos interruptores de

desconexión y selectores de barra. Un circuito de conexión de barra se

conecta con las dos barras principales y cuando se cierra, permite la

transferencia de un alimentador de una barra a otra sin des energizar el

circuito alimentador al operar los interruptores de desconexión selectores de

barra. Los circuitos pueden operar todo desde la barra principal número uno,

o la mitad de los circuitos pueden ser operados fuera de cualquier barra, en

el primer caso, la estación estará fuera de servicio por falla de barra

interruptor automático. En el segundo caso, la mitad de los circuitos se

perdería por falla de barra o interruptor automático.

En algunos casos los circuitos operan tanto desde la barra número uno como

desde la barra protección de barra para evitar la pérdida completa de la

estación por falla en cualquiera de las barras, ver Figura 1.25.

49

Figura 1.25 Esquema de doble barra un interruptor automático, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill

e) Barra anular. En este esquema los interruptores automáticos están

dispuestos a un anillo con circuitos conectados entre aquellos, hay el mismo

número de los primeros que de los segundos y durante la operación normal,

todos los interruptores automáticos están cerrados. Para una falla de circuito

se abren dos interruptores automáticos y, en el caso de que uno de estos no

opere para normalizar la falla, será abierto otro circuito por la operación de

relevadores de respaldo. Durante trabajos de conservación en interruptor

automático, el anillo se abre pero todas líneas permanecen en servicio.

50

Este esquema es económico en costo, tiene buena confiabilidad, es seguro

en su operación, es flexible y normalmente se le considera apropiado para

subestaciones importantes hasta un límite de cinco circuitos. Los relevadores

de protección y el sistema de cierre automático son más complejos que los

esquemas antes descritos, ver Figura 1.26.

Figura 1.26 Esquema de barra anular, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill

51

f) Interruptor automático y medio. Este esquema a veces llamado esquema

de tres interruptores, tiene tres interruptores en serie entre las barras

principales. Dos circuitos se conectan entre los tres interruptores

automáticos, de aquí el nombre que lleva. Esta utiliza un interruptor

automático y medio.

Bajo condiciones normales de operación todos los interruptores automáticos

están cerrados y ambas barras están energizadas. Un circuito se abre por la

apertura de dos interruptores automáticos asociados. La falla de un

interruptor automático de conexión abrirá otro circuito más pero no se pierde

un circuito adicional si la apertura de una línea implica la falla de un

interruptor automático de barra, cualquiera de las barras puede ser retirada

de servicio sin que este se pierda con fuentes conectadas en los lados

opuestos en las cargas, es posible operar con ambas barras fuera de

servicio, los trabajos de conservación del interruptor automático pueden

realizarse sin pérdida del servicio sin cambio de relevadores y operación

sencilla de las desconexiones del interruptor automático.

Este esquema es más costoso que otros esquemas, con excepción del doble

interruptor automático y doble barra. Sin embargo, el esquema de interruptor

automático y medio es superior en flexibilidad, confiabilidad y seguridad. Los

esquemas de protección con relevadores y de reconexión automática son

más complejos que loes otros esquemas, ver figura 1.27.

52

Figura 1.27 Esquema de interruptor automático y medio, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill

53

Capítulo 2

SUBESTACIONES ELECTRICAS

ENCAPSULADAS EN GAS SF6

54

2.1 Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6

Una subestación encapsulada en gas SF6, es el conjunto de dispositivos y aparatos

eléctricos inmersos en el gas dieléctrico Hexafluoruro de Azufre (SF6), blindados en

envolventes de aleación de aluminio. En su interior, los compartimientos se unen y

colindan por medio de dispositivos barrera. La principal función de una subestación

encapsulada en gas SF6 es conmutar, separar, transformar, medir, repartir y

distribuir la energía eléctrica en los sistemas de potencia, ver Figura 2.1.

Estas Subestaciones Eléctricas encapsuladas en gas SF6, usan este gas para el

aislamiento eléctrico de sus distintos componentes de alta tensión.

Las subestación encapsulada en gas SF6 son diseñadas generalmente para

tensiones nominales desde 52kV hasta 1100kV (varían dependiendo de los diseños

de cada fabricante).

Figura 2. 1 Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6, tomada de catálogos de producto de ABB

55

2.1.1 Clasificación de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6

El diseño de las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 depende

prácticamente de condiciones ambientales muy adversas, como muy alta

contaminación o geografía difícil, adicionalmente a lo anterior, algunos aspectos de

impacto visual y vandalismo se tienen que considerar.

Las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 se clasifican de la siguiente

manera.

2.1.1.1 Subestaciones Eléctricas Subterráneas Encapsuladas en Gas SF6

Este tipo subestaciones son colocadas principalmente donde el espacio para la

instalación de la misma es muy limitado (más de lo normal), donde el impacto visual

es muy importante, los costos del terreno son elevados y en donde existen

limitaciones ambientales, ver Figura 2.2

Figura 2.2 Subestación eléctrica subterránea encapsulada en gas SF6 tomada de catálogos de producto de ABB.

56

2.1.1.2 Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 Ocultas bajo

Techo

Este tipo subestaciones son colocadas principalmente en zonas donde podría

presentarse vandalismo, ya sea por saboteo al suministro de energía eléctrica, por

alguna manifestación, robo etc. Por daños a la subestación debido al medio

ambiente (terremotos, deslizamiento del terreno, avalanchas, huracanes, etc.). Así

como también por impacto visual, en zonas donde este es muy importante, como

pueblos mágicos, playas importantes o capitales de alguna ciudad, ver Figura 2.3.

Figura 2.3 Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 oculta bajo techo, tomada de catálogos de producto ABB.

57

2.1.1.3 Subestaciones Eléctricas Móviles Encapsuladas en Gas SF6

Este tipo subestaciones son utilizadas donde se requiere de suministro de energía

eléctrica de manera temporal, principalmente por fallas en el sistema, debidas a

algún desastre natural o incremento en la demanda de energía, podrían ser también

utilizadas cuando se va a llevar a cabo un gran evento que demande bastante

energía en lugares un tanto remotos, así como en zonas donde el espacio es

realmente limitado, ver Figura 2.4.

Figura 2.4 Subestación eléctrica móvil encapsulada en gas SF6, tomada de catálogos de producto de ABB.

58

2.2 Características de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas

SF6

Una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 está construida de elementos

cilíndricos (tubos presurizados) dentro de los cuales se encuentra el gas SF6. Dentro

de estos cilindros, además del gas, se encuentra el conductor eléctrico, que

normalmente es una barra de cobre bañada en plata.

Por lo tanto, la característica externa más visible en una subestación eléctrica

encapsulada en gas SF6 radica en que se encuentra en los cilindros aislados en

SF6 dando la apariencia de formar una compleja red de tubería hídrica, pero con

dimensiones mucho más pequeñas que las que ocuparían una subestación

eléctrica convencional.

Las principales características de una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6

son las siguientes:

Envolventes de aluminio ligero con buena conductividad, sin pérdidas por

corrientes de Eddy y una alta resistencia a la corrosión.

Diseño encapsulado monofásico asegurando un estrés dieléctrico y dinámico

mínimo.

Conexiones y uniones confiables para asegurar una resistencia a la presión

del gas.

Mayor seguridad para el personal y compatibilidad electromagnética.

Diseño de interruptor de potencia horizontal ahorrando altura del dispositivo

y ahorrando costos, asegurando a su vez la accesibilidad del personal.

Concepto de diseño continuo con compartimientos de monitoreo de gas

individual.

Tiempos de instalación cortos y un alto rendimiento mediante el transporte

de unidades relativamente grandes ensambladas y probadas en fábrica.

59

2.3 Equipo Eléctrico de una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6

Las subestaciones encapsuladas y encapsuladas en SF6 están integradas

básicamente por los mismos elementos que constituyen a las subestaciones

convencionales (salvo elementos como el transformador de potencia y las cuchillas

de puesta a tierra que garantizan su seccionamiento para efectos de mantenimiento

y pruebas), tales como los interruptores, seccionadores, barras y transformadores

de medición y protección, entre otros, ver Figura 2.5.

Todos los componentes de la subestación, tales como lo interruptores de potencia,

desconectadores, cuchillas de puesta a tierra, transformadores de instrumento y

elementos de conexión son separados en módulos como parte de un sistema

modular total estandarizado.

Figura 2.5 Equipo eléctrico dentro de una subestación eléctrica encapsuladas en gas SF6 , tomada de catálogos de producto de ABB.

60

1. Barra con seccionador y seccionador de puesta a tierra combinados.

2. Interruptor de potencia

3. Transformador de corriente

4. Transformador de tensión

5. Seccionador y seccionador de puesta a tierra combinados

6. Seccionador de puesta a tierra rápido

7. Módulo de conexión de cables

8. Armario de control

De acuerdo a los colores de la fig. 2.5 tenemos que:

Color ROJO: Componentes activos en alta tensión

Color AZÚL: Envolvente

Color AMARILLO: Gas SF6

Color CAFÉ: Material de aislamiento

Color GRIS: Componentes Metálicos, estructuras

Color ROSA: Componentes de baja tensión

Todas las partes vivas son protegidas por la envolvente de aluminio. El gas SF6 es

presurizado para proveer aislamiento con respecto al envolvente aterrizado.

Aislamientos poliméricos de alto grado soportan las partes activas dentro del

envolvente y son usados como barreras entre compartimientos colindantes llenos

de gas. Los componentes individuales aseguran la máxima disponibilidad del equipo

durante trabajos de mantenimiento y extensiones.

Los componentes individuales son conectados por contactos enchufables de

recubiertos de plata y pernos con bordes redondeados para las conexiones de las

envolventes.

61

La subestación se monta en una estructura sencilla de acero galvanizado fijada al

suelo. En seguida se describen los componentes internos y externos principales una

subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 .

2.3.1 Interruptor de Potencia

Los interruptores de potencia son los módulos más importantes en una subestación.

Su gran flexibilidad influye de forma considerable en la posibilidad de ahorro d

espacio de toda la subestación.

Los interruptores de potencia posen básicamente una cámara de extinción bajo el

principio de auto soplado con una cámara de interrupción por polo. Necesitan muy

poco mantenimiento y mínima energía para su operación.

Se dispone de una gran variedad de envolventes para interruptor con bridas

pequeñas o grandes para cubrir los requerimientos. La cantidad de bridas es

determinada por las necesidades del diseño de la subestación.

Los transformadores de corriente pueden ser integrados en todas las bridas de los

interruptores. Las longitudes de las bridas son determinadas en función de los

espacios necesarios para la instalación de los transformadores de corriente.

El accionamiento hidromecánico a resorte es utilizado en todas las variantes del

interruptor de potencia.

Gracias al sistema modular con bajos requerimientos de espacio, se dispone de

variantes con re-cierre monofásico o trifásico. Además el sistema modular de

almacenamiento de energía en resortes de disco, permite diseñar el equipo para

diferentes ciclos de operación, son necesidad de recarga.

Los interruptores de potencia son flexibles y con muy bajo requerimiento de

mantenimiento. Se adaptan de forma óptima a las exigencias de diseño de las

subestaciones.

62

Las cámaras de extinción para los interruptores de potencia, son componentes

estandarizados que fueron sometidos a varias pruebas tipo.

Los contactos de corriente permanente de todas las cámaras de extinción están,

consecuentemente separados de los contactos para la extinción del arco eléctrico.

La larga durabilidad de los contactos de arco y un grado mínimo de desgaste de los

contactos de corriente permanente, permiten largos intervalos de inspecciones y

mantenimiento. En la mayoría de los casos son hasta innecesarios.

Las cámaras de extinción bajo el principio de auto soplado, constan de una única

cámara de compresión y una cámara de calentamiento y se diferencia así de la

cámara de extensión convencional de soplado. Las dos cámaras están separadas

por una válvula de retención móvil. En la cámara de compresión el gas SF6 es

comprimido durante la operación de apertura. Igual que en los interruptores de

soplado, por embolo, el chorro de gas comprimido extingue los arcos de

interrupciones de corrientes de operación. El volumen de compresión y la geometría

de los contactos han sido optimizados para garantizar una extensión de arco suave,

generando así sobre tensiones bajas. En caso de una interrupción de una corriente

de corto circuito, el arco provoca un calentamiento y una elevación de la presión del

gas de extinción en la cámara de calentamiento. Esta presión adicional garantiza la

extinción e corrientes de corto circuito hasta el nivel de corrientes de corto circuito

nominales sin que el accionamiento tenga que realizar un trabajo de compresión.

Por esta razón el accionamiento solo tiene que estar dimensionado para el manejo

de corrientes de operación normales.

Las características dinámicas de los accionamientos hidromecánicos a resorte

pueden fácilmente ser adaptadas a las características de diferentes sistemas de

interrupción, evitando así fuerzas de reacción altas sobre el sistema, que consta de

la cámara de extensión, el mecanismo de conexión y el accionamiento. Por esta

razón el interruptor de potencia opera de manera sumamente suave y fiable.

La combinación de cámaras de extensión de auto soplado y accionamientos

hidromecánicos a resorte permite una operación fiable, libre de fuerzas de reacción

y una interrupción suave, ver Figura 2.6.

63

Figura 2.6 Partes del Interruptor de Potencia – Cámara de extinción de auto soplado, tomada de catálogos de producto de ABB.

2.3.2 Seccionador y Seccionador de Puesta Tierra Combinado

Básicamente existen dos tipos de envolvente de seccionadores y seccionadores de

puesta a tierra combinados para todo el sistema modular: Mientras que para el lado

de la barra se utiliza un envolvente con tres bridas, para el lado de salida se usa

una envolvente de cuatro bridas: todos los diseños presentan en principio los

mismos componentes de alta tensión.

Para una mayor seguridad, tanto el seccionador como el seccionador de puesta a

tierra disponen de elementos de control independientes, así de evitan operaciones

erradas mecánicas o eléctricas indebidas.

64

2.3.2.1 Modelo de Seccionador de Barra y Seccionador de Puesta a Tierra

Este módulo contiene los conductores de barra y el seccionador / seccionador de

puesta a tierra de barra. Esto permite el seccionamiento y la puesta a tierra segura

del interruptor de potencia asociado.

El seccionador / seccionador de puesta atierra está equipado con un tubo

telescópico, que permite un acoplamiento seguro de cada una de las celdas con su

celda vecina. Contactos desmontables interconectan los conductores de barras de

las celdas, permitiendo su deslizamiento en casos que se den diferencias de

longitud a causa de cambios de temperatura: De esa manera se evitan esfuerzos

mecánicos sobre los aisladores, causados por diferencias de temperaturas de los

conductores de la envolvente. Ver figura 2.7.

Figura 2.7 1) Conductor de barra | 2) Seccionador / seccionador de puesta a tierra | 3) Accionamiento abierto, tomada de catálogos de producto de ABB.

65

2.3.2.2 Seccionador y Seccionador de Puesta a Tierra Combinado.

El módulo de seccionador / seccionador de puesta tierra permite la conexión de un

transformador de tensión. Según las necesidades, esta conexión eléctrica se puede

realizar antes o después del seccionamiento, de forma que la tensión medida sea

del lado de la subestación o del lado de la salida.

La brida de conexión para el transformador sirve a su vez como brida de conexión

de equipos de prueba de alta tensión o para pruebas de cables de potencia. Por lo

general, el módulo seccionador / seccionador de puesta a tierra es combinado con

un transformador de tensión, un seccionador de puesta tierra rápido, un módulo de

conexión de cables de alta tensión o un conducto y terminales SF6-Aire para

conexión a línea aérea. El módulo de seccionador / seccionador de puesta atierra

puede ser equipado con contacto a tierra aislable.

2.3.2.3 Accionamiento Estandarizado.

El accionamiento estandarizado del seccionador / seccionador de puesta a tierra

está equipado con todos los componentes necesarios para garantizar operaciones

mecánicas seguras y funciones de enclavamiento confiables. Los indicadores de

posición y los interruptores auxiliares están integrados en el accionamiento. Los

contactos auxiliares operan en el momento en que el contacto principal está a punto

de alcanzar la posición final. Por esta razón siempre se obtiene una información

precisa de la posición del equipo. Por medio de una manivela, el seccionador /

seccionador de puesta a tierra puede ser operado también manualmente. Para

realizar operaciones manuales o enclavamientos no es necesario abrir el

accionamiento. Todas las acciones necesarias pueden ser llevadas a cabo en la

parte exterior de la envolvente del accionamiento, ver figura 2.8.

66

Figura 2.8 Partes del seccionador / seccionador de puesta a tierra de la barra y de la línea, tomada de catálogos de producto de ABB.

2.3.3 Seccionador de Puesta a Tierra Rápido

El seccionador de puesta atierra rápido puede operar de forma segura toda la

corriente de corto circuito. Este puede ser colocado tanto del lado de la barra como

del lado del lado de la línea, reduciendo de esta manera los efectos de la maniobra

indebida. El seccionador de puesta atierra rápido está equipado con un

accionamiento a resorte, que consigue una alta velocidad de operación de los tres

contactos móviles. El accionamiento es tensado por medio de un motor eléctrico y

contiene todos los componentes necesarios opera una operación mecánica segura

y funciones de enclavamiento fiables

67

Al igual que el seccionador / seccionador de puesta atierra combinado, los

indicadores de posición y los interruptores auxiliares están integrador al

accionamiento. Por esta razón siempre se obtiene información precisa de la posición

del equipo. Por medio de una manivela, el seccionador de puesta atierra rápido

también puede ser operado manualmente.

Para la realización de pruebas específicas durante la inspección, es posible quitar

los puentes de puesta atierra de los contactos móviles., ver figura 2.9.

Figura 2.9 Prueba mecánica de un Seccionador de puesta a tierra rápido, tomada de catálogos de producto de ABB.

De esta forma se tiene acceso eléctrico a los contactores principales y existe la

posibilidad de conectar equipos de prueba a los circuitos de alta tensión. Esto facilita

el ajuste y la prueba de los relés de protección, la prueba de cables de alta tensión

y la localización de fallas en los cables de alta tensión. En condiciones normales de

operación, los puentes de puesta atierra se encuentran instalados, ver figura 2.10.

68

Figura 2.10 Partes del Seccionador de puesta a tierra rápido, tomada de catálogos de producto de ABB.

2.3.4 Módulo de Terminales de Cables y Terminales SF6-Aire

2.3.4.1 Terminal de cables

Los módulos de conexión de cables permiten la conexión de cualquier tipo de cable.

Se dispone de módulos de módulos de conexión adecuados para la conexión de

cables con o sin aislamiento líquido.

Las terminales de estándar deben cumplir con la norma IEC 62271-209. Esta

garantiza compatibilidad con las terminales de cable, independientemente de cual

sea el fabricante.

La conexión de los cables de alta tensión a la subestación encapsulada se realiza

por medio de terminales enchufables de alta tensión con sus elementos de control

de campo eléctrico y las tomas de alta tensión generalmente fabricadas en resina

epóxica que forman parte del equipo de la subestación eléctrica encapsulada en

gas SF6. Existe la posibilidad de realizar los montajes de la subestación y de las

69

terminales enchufables de forma independiente, lo cual representa una gran ventaja

para la planificación del montaje.

Para otros tipos de cables se debe elegir una terminal con un aislador más largo,

por ejemplo para cables con aislamiento líquido. Opcionalmente todos los cables

pueden estar provistos de un sistema de detección de alta tensión y / o de una

compartimentación. Esta compartimentación solo tiene sentido en el caso de

terminales de cables con aislamiento fluido, ver figura 2.11.

Figura 2.11 Módulo de conexión de cables para terminales enchufables, tomada de catálogos de producto de ABB.

2.3.4.2 Terminales SF6-Aire

Estas terminales permiten la conexión de la subestación encapsulada a las líneas o

transformadores de potencia.

Preferentemente se utilizan terminales SF6-Aire con aisladores de material

sintético. Estos son fabricados con un tubo e fibras reforzadas en resina epóxica y

recubierto un una funda con aletas de silicón. Estas terminales son irrompibles, no

70

explosivas, fáciles de manejar y gracias al material aislante hidrofóbico presentan

un comportamiento muy estable ante agentes externos. También pueden ser

terminales SF6-Aire con aisladores e porcelana, ver Fig. 2.12.

Figura 2.12 Terminal SF6 para conexión a línea, tomada de catálogos de producto de ABB.

2.3.5 Transformadores de Instrumento para Medición y Protección

2.3.5.1 Transformadores de Corriente y de Potencial

En la mayoría de los casos se utilizan transformadores monofásicos de corriente y

de tensión para propósitos de medición y protección, aunque de vez en cuando se

utilizan sensores modernos de corriente y de tensión. Los transformadores te

potencial se encuentran por lo general en su propia envolvente separados del resto

de la subestación, en cuanto a los transformadores de corriente, se pueden

encontrar integrados en un interruptor de potencia o en una envolvente aparte.

Tanto en los transformadores de potencial como en los transformadores de

corriente, el aislamiento principal es el gas SF6. Las conexiones secundarias son

realizadas a través de una placa pasa muros hacia el exterior de la envolvente en

una caja da terminales, ver Fig. 2.13.

71

2.3.5.2 Transformador de Corriente

El transformador de corriente está diseñado para baja tensión, las relaciones de

transformación, potencias secundarias y clases de precisión deben cumplir con las

exigencias de la tecnología de medición y protección,

Los transformadores de corriente están diseñados como transformadores toroidales

y pueden ser montados y colocados según el concepto de protección, antes o

después del interruptor de potencia. Generalmente están integrados en la brida de

salida del interruptor de potencia. En caso de potencias especialmente grandes se

dispone diferentes envolventes con bridas de conexión de diferentes tamaños, ver

Fig. 2.13.

2.3.5.3 Transformadores de Potencial

Los transformadores de potencial, además de la ejecución estándar, variantes con

elementos de amortiguación evitan resonancias férricas, ya que cuentan, en

algunos casos, con desconectador integrado. Además del dispositivo de

desconexión accionado por un motor, también se dispone de un dispositivo manual.

Los transformadores de potencial con dispositivo de desconexión integrado son

usados comúnmente cuando se requiera una prueba de alta tensión del cable y este

se conecta del lado del cable.

En el secundario del transformador de potencial se pueden prever devanados de

medición y un devanado en delta abierta para la detección de fallas a tierra.

El transformador de tensión tiene aislamiento laminado de gas SF6. Las capas del

devanado cargadas con alta tensión son encapsuladas cada una con una película

de plástico y los espacios intermedios con gas SF6.

72

Figura 2.13 Partes del Transformador de Potencial y Corriente, tomada de catálogos de producto de ABB.

2.3.6 Módulos Adicionales

En la configuración de una subestación pueden ser necesarios módulos adicionales

para la combinación con módulos funcionales principales. Estos módulos

adicionales son primordialmente:

Adaptadores

Módulos angulares o conductos

Módulos de interconexión en “X” o en “T”

Módulos de conexión directa a transformadores

Apartarrayos o descargadores de sobretensión

Los componentes están provistos de un aislador soporte o compartimentación. Para

la conexión del circuito primario se usan contactos de enchufe o tulipa. En ocasiones

se combinan partes de la subestación con dispositivos de tubos telescópicos para

así facilitar modificaciones posteriores, ampliaciones o reparaciones de la

subestación.

73

2.3.6.1 Adaptadores

Los adaptadores son necesarios, por una parte, para poder ampliar aquellos tipos

de subestaciones encapsuladas que ya no son fabricadas. Junto a los adaptadores

puramente trifásicos, se cuenta también con adaptadores monofásicos y trifásicos.

Por otro lado se tienen adaptadores para pasar bridas de diámetro pequeño a

grande.

2.3.6.2 Conductos

Los conductos son utilizados sobre todo en la conexión a terminales SF6-AIRE o

para conexiones directas a transformadores de potencia. Se dispone de tubos de

una longitud de hasta 6m.

2.3.6.3 Módulos de Interconexión en “X” o en “T”

Los módulos de interconexión en “X” o en “T” son utilizados fundamentalmente para

la ramificación de circuitos primarios. En estos casos las envolventes son idénticas

a las envolventes de los seccionadores / seccionador de puesta a tierra combinados.

2.3.6.4 Conexiones Directas a Transformadores

Los módulos de conexión directa a transformadores de potencia permiten la

conexión directa de la subestación encapsulada en gas SF6 a un transformador de

potencia, en lugar de una conexión a través de terminales SF6-AIRE. Se dispone

de conexiones directas a transformadores, ya sean trifásicas o trifásicas /

monofásicas según sea el tipo y tamaño del transformador.

74

2.3.6.5 Apartarrayos o Descargadores de Sobretensión

Los apartarrayos o descargadores de sobretensión a base de resistencias de óxidos

metálicos con una curva característica de corriente – tensión no lineal muy fuerte,

no sólo protegen a la subestación, sino todos aquellos componentes críticos que

son conectados posteriormente, como transformadores por ejemplo. Los

apartarrayos están disponibles en diferentes niveles de tensiones de servicio,

algunos de los cuentan con contadores de descargas los cuales van conectados en

serie al apartarrayos.

Los apartarrayos aislados en gas SF6 están montados en un tubo, por lo que pueden

ser acoplados sin problema mediante una brida a la subestación encapsulada en

gas SF6.

2.3.7 Compartimiento de Gas

Teniendo en cuenta la doble función del gas SF6 como medio de extinción y como

medio de aislamiento, es necesario diferenciar los compartimientos de gas del

interruptor de potencia y los compartimientos de gas para aislamiento como tal, de

todos los demás módulos. Los compartimientos de gas están separados entre sí por

medio de aisladores estancos. La estanqueidad es supervisada en cada módulo a

través de un medidor de densidad con compartimentación de temperatura

(densímetro).

Todas las conexiones de los compartimientos de gas están provistas de válvulas de

retención. Esto permite que trabajos de mantenimiento tales como la toma de

muestras de gas o el rellenado del gas SF6 puedan ser fácilmente llevados a cabo

sin pérdidas de gas.

75

Figura 2.14 1) Conexión directa trifásica de un transformador de potencia | 2) Medidor de densidad con compensación de temperatura y escala, tomada de catálogos de producto de ABB.

2.3.8 Control y Supervisión

2.3.8.1 Armarios de Control Convencional

En los armarios de control se encuentran los dispositivos auxiliares eléctricos

necesarios para el control del de mando, notificación de eventos, enclavamientos,

etc. Las funciones fundamentales de un armario de control abarcan:

Control local e indicación de los estados de operación por medio de

dispositivos de control e indicadores de posición

Realización de funciones de enclavamiento para la protección de la

subestación y del personal de servicio

Registro e indicación de valores operacionales (corriente y tensión)

Visualización de alarmas y avisos de fallos, como también contadores de

operaciones

76

El diagrama unifilar en el frente del armario de control dispone de indicadores de

posición y pulsadores de control, conmutadores con llave permiten anular los

enclavamientos de los aparatos o el cambio de control local a control remoto.

La conexión de los aparatos de alta tensión al armario de control se hace por medio

de cables de control con enchufes múltiples codificados. Estas conexiones son

instaladas y probadas en fábrica. Para las conexiones eléctricas entre el armario de

control y la sala de mando el cableado del armario de control se lleva a unas regletas

de bornes terminales. La conexión entre la celda y un nivel de control superior puede

ser realizada con cables de control convencional o de forma alternativa, esta

conexión también puede ser realizada con tecnología digital, ver Fig. 2.15.

Figura 2.15 1) Configuración de Doble Barra con armarios de Control Integrados, tomada de catálogos de producto de ABB.

77

2.3.8.2 Tecnología Digital de Protección y Control

Par tal fin se cuenta con una serie de unidades de control de celda y aparatos de

protección, los cuáles pueden ser configurados y equipados dependiendo de la

filosofía de control y protección. En caso de contar con tecnología digital de control

de celda, el diagrama unifilar con indicadores de posición, pulsadores de control y

tableros de alarmas convencionales con sustituidos por una unidad de control

numérico, ver Fig. 2.16.

Las unidades de control de celdas ofrecen las mismas funciones que un sistema de

control convencional. Además pueden ser realizadas múltiples funciones de control

y protección adicionales, como:

Verificación de sincronismo

Recierre automático

Supervisión de frecuencia

Registrador de fallas

Protección de respaldo

2.3.8.3 Conexión a Nivel de Subestación

La comunicación de las unidades de control de celda con los aparatos a nivel de la

subestación es llevada a cabo exclusivamente de acuerdo al nuevo protocolo de

comunicación estandarizado IEC 61850. También pueden ser utilizados otros

protocolos como IEC 60870/5-103, MODBUS o PROFIBUS.

78

Figura 2.16 1) Operación de una unidad de control de celda digital | 2) Armario de control local con tecnología de protección y control digital, tomada de catálogos de producto de ABB.

2.3.9 Sistemas de Supervisión Digital

La tecnología de control, ya sea convencional o digital, esta complementada por

sistemas de supervisión digital, que constituyen un elemento adicional para una

subestación convencional y no se encuentran involucrados en el sistema de

protección de la subestación.

Esto significa, que una interrupción de los sistemas de supervisión no tiene

influencia alguna sobre la función de protección y control de la subestación. Estos

sistemas de elevan aún más la muy alta fiabilidad de una subestación encapsulada

en gas SF6.

La supervisión continua y amplia de las funciones principales de la subestación

permite la detección de fallos funcionales, antes de que se presenten y limiten la

disponibilidad de la instalación. Las actividades necesarias de mantenimiento o

79

reparación pueden ser programadas con tiempo y permiten que la reparación pueda

ser realizada con un impacto mínimo en el servicio de la subestación.

Los sistemas de supervisión son de gran ventaja en subestaciones claves o en

subestaciones en las cuales no se cuenta con personal de mantenimiento es muy

escaso. Dentro de las funciones de supervisión actualmente disponible se cuenta

con:

Reconocimiento de alta tensión, por ejemplo, para bloquear un seccionador

de puesta a tierra contra el cierre sobre un componente de la subestación

bajo tensión

Sistema de detección de arco, para una protección rápida de la subestación

o para la identificación de compartimientos de gas afectados

Medición de descargas parciales, para una verificación preventiva de fallas

de aislamiento

Supervisión de los tiempos de operación del interruptor de potencial con

evaluación del desgaste de los contactos

Supervisión del accionamiento del interruptor de potencia

Sistema de supervisión del gas SF6 en todos los compartimientos de la

subestación análisis de tendencias

Todos los sistemas de supervisión disponibles están concebidos de la misma

manera modular como los componentes primarios y pueden ser hechos a medida,

ver Fig. 2.17.

80

Figura 2.17 Control de la subestación con tecnología de control numérico, tomada de catálogos de producto de ABB.

81

2.4 Hexafluoruro de Azufre (SF6)

El hexafluoruro de azufre (SF6) es un gas sintético, es decir no existe como tal en la

naturaleza, es inerte, no tóxico, incoloro, inodoro, insípido e inflamable. Fue creado

por primera vez en la Faculté de Pharmacie de Paris en 1990.

El flúor, obtenido por electrolisis, se permite reaccionar con azufre y una reacción

exotérmica muy fuerte, creando un gas notablemente estable. Gradualmente las

propiedades físicas y químicas del gas fueron estableciéndose con las

publicaciones de Pridaux (1960), Schlumb y Gamble (1930), Klemm y Henkel (1932-

35) y Yest y Clausson (1933).

Consiste de un átomo de Azufre (S) rodeado de seis átomos de Flúor (F), su

densidad a 25° y 1 atm es de 6.139 kg/m3 ver Tabla 2.1, casi cinco veces más denso

que el aire (1.29 kg/m3). El gas SF6 que se utiliza en las subestaciones

encapsuladas está a una presión de 400 a 600 kPa.

El gas SF6 es químicamente muy estable y a temperatura ambiente puede ser

considerado como un gas neutro. Térmicamente es también sumamente estable,

hasta el punto de que su disociación es un fenómeno prácticamente reversible, esta

característica es altamente deseable para su uso como medio apropiado para

interrupción de arcos eléctricos. Su resistencia dieléctrica es de aproximadamente

2.5 veces la que dispone el aire en sus condiciones más ventajosas. Este gas es un

excelente fluido de corte de arcos eléctricos por las razones siguientes: dispone de

una energía de disociación, lo cual le da una notable capacidad de enfriamiento de

los arcos; su rápida recombinación de las moléculas de gas disociadas le permiten

el restablecimiento de tensiones muy severas; su toxicidad es nula en su estado

normal y como consecuencia, su uso es inocuo para el hombre.

2.4.1 Propiedades del Gas SF6

El SF6 es uno de los gases más pesados que existen. Su densidad a 200 y 0.1 MPa

(una atm) es 6.139 kg/m3, casi cinco veces más grande que el aire. Su peso

82

molecular es 146.06. Es incoloro e inodoro. El SF6 no existe en estado líquido a

menos que sea presurizado. Las siguientes son las propiedades del SF6 a una atm

y 250 C, ver Tabla 2.1.

Tabla 2.1 Propiedades del 𝑺𝑭𝟔 a 1 atm y 25°C, Escalada Sosa Julio, Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión encapsuladas en Gas

Densidad 6.14 kg/m3

Conductividad Térmica 0.0136 W m-1 K-1

Punto Crítico:

Temperatura

Densidad

Presión

45.55°C

730 kg/m3

3.78 MPa

Velocidad del Sonido 136 m s-1

Índice Refractivo 1.000783

Formación Calorífica -1221.66 kJ mol-1

Calor Específico 96.6 J mol-1 K-1

El SF6 tiene dos o tres veces más la habilidad de aislamiento que en aire a la misma

presión. Es 100 veces mejor que el aire para la interrupción de arco eléctrico.

El SF6 es distribuido en cilindros de gas de 50 kg en estado líquido a una presión

alrededor de 6000 kPa para un conveniente almacenamiento y transporte.

Comparando las propiedades del SF6 con las de otros dieléctricos [6], se concluye

lo siguiente:

a) Los dieléctricos sólidos, bajo la acción de las descargas eléctricas pueden ser

dañados tanto superficialmente como en su masa, el SF6 no sufre alteraciones

apreciables porque una buena dosis de sus productos de descomposición se

regeneran espontáneamente.

b) Los dieléctricos líquidos (aceites para transformadores) son generalmente

inflamables, tienen un elevado peso específico y bajo la acción de descargas forman

83

productos de descomposición estables. El SF6 no es inflamable, tiene bajo peso

específico y no se altera en forma apreciable.

c) Algunos otros dieléctricos gaseosos no tienen propiedades de regeneración

espontánea y presentan puntos de condensación más altos.

d) Otra propiedad fundamental del gas SF6 es su capacidad de extinguir los arcos

en corriente alterna, hasta cien veces mayor que con el mismo dispositivo de

interrupción, presión y condiciones del circuito eléctrico, pueden interrumpirse en

aire.

2.4.1.1 Ecuación de Estado del SF6

El hexafluoruro de azufre tiene una ecuación de estado del tipo Beattie-Bridgeman

hasta una temperatura de 1200 K, se comporta como un gas perfecto:

𝒑𝒗𝟐 = 𝑹𝑻(𝒗 + 𝒃) − 𝒂

Dónde:

p = presión (Pa)

v = volumen (m3)

R = constante de gas ideal (8.3143)

T = temperatura absoluta (K)

a = 15.78 (1 - 0.1062 v-1)

b = 0.366 (1 - 0.1236 v-1)

2.4.2 Humedad en el Gas SF6

El SF6 ubicado en el equipo debe estar lo bastante seco para evitar la condensación

de humedad como líquido en las superficies de los aisladores de soporte epoxi-

sólidas ya que el agua líquida en la superficie puede ocasionar una ruptura

dieléctrica. Los puntos de rocío en el gas en el equipo necesitan estar debajo los

10°C.

84

2.4.3 Calentamiento Global

El SF6 es un potencial gas de efecto invernadero que puede contribuir al

calentamiento global. En una conferencia internacional de tratados realizada en

Kioto en 1997, el SF6 fue listado como uno de los seis gases de efecto invernadero

cuyas emisiones debieron reducirse. Es un contribuyente mínimo del total de gases

de efecto invernadero ocasionados por actividad humana, pero tiene una larga vida

en la atmósfera (media vida está estimada a 3200 años), por lo que si el SF6 se

libera hacia la atmósfera este es efectivamente cumulativo y permanente. En la

Tabla 2.2 se enlistan algunos compuestos que contribuyen al efecto invernadero y

sus años de vida.

Tabla 2.2 Índice de GWP para FFC’s más comunes comparados en el 𝑪𝑶𝟐, Escalada Sosa Julio, Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión encapsuladas en Gas.

Compuesto Años de Vida GWP

𝐶𝑂2 50 – 200 1

𝐶𝐹4 50 000 6 300

𝐶2𝐹6 10 000 12 500

𝑆𝐹6 3 200 24 900

𝐶6𝐹14 3 200 6 800

El mayor uso que se le da al SF6 es para el equipo eléctrico. Afortunadamente el

SF6 que se emplea en las subestaciones encapsuladas puede ser reciclado. Si se

siguen las guías internacionales actuales para uso de SF6 en equipo eléctrico, la

contribución de SF6 al calentamiento global puede mantenerse en menos del 0.1%

sobre un horizonte de 100 años.

85

2.5 Arreglos de una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6

Como se mencionó en el apartado anterior, una subestación eléctrica encapsulada

en gas SF6 puede instalarse tanto a la intemperie como en interiores. Al ser

instaladas en interiores, estas son encapsuladas contra las condiciones climáticas

que presenta el exterior por lo que se puede garantizar menor deterioro en los

elementos de la misma.

Sin importar el tipo, intemperie o interior, el ingeniero designado a realizar el

proyecto debe diseñar la disposición técnica y económica más conveniente para

obtener las configuraciones usuales en subestaciones de alta tensión, las

principales se muestran a continuación:

a) Ejecución de Doble Barra

Este circuito esquematiza la variante de conexión más importante para

subestaciones principales y para la alimentación de centrales eléctricas.

Si las dos barras son operadas con el mismo nivel, y no como barra principal y de

reserva, puede ser usado el principio de interrupción de barra para disminuir la

corriente de corto circuito. Las dos barras y sus ramificaciones pertenecen a redes

separadas. En caso necesario se puede cambiar salidas o alimentadores a otra red.

Este concepto reduce el nivel de corriente de corto circuito y disminuye la exigencia

a la subestación, permite intervalos de mantenimiento más largos y ofrece una

mayor seguridad de suministro.

Las variantes de acoplamiento son especialmente diversas, los ejemplos de esto

son: el acoplamiento transversal simple o el acoplamiento longitudinal o transversal

combinado, con seis u ocho seccionadores. Dobles seccionadores permiten realizar

pruebas de alta tensión después de ampliaciones de la subestación o

mantenimiento durante operación normal.

86

Figura 2.18 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de doble barra, tomada de catálogos de producto de ABB.

Figura 2.19 Representación isométrica de una disposición de doble barra con armarios de control integrados, tomada de catálogos de producto de ABB.

b) Ejecución de Interruptor y Medio

La ejecución de interruptor y medio es una forma de conexión convencional, en la

cual se tiene en cuenta, que un interruptor no está disponible durante el

mantenimiento.

En su mayoría estas redes o subestaciones son operadas de manera, que todos los

interruptores se hayan cerrado.

87

Cada ramificación es alimentada de los lados, de manera que hasta una falla de la

barra, puede ser despejada sin una suspensión del suministro.

Figura 2.20 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de interruptor y medio, tomada de catálogos de producto de ABB.

Figura 2.21 Representación isométrica de una disposición de interruptor y medio con armarios de control separados, tomada de catálogos de producto de ABB.

88

c) Ejecución de Barra Simple

El diseño de una subestación con barra simple se asemeja a la de una subestación

con barra doble, ya que tan sólo se cuenta con la barra superior o la inferior. Si las

bridas de conexión a los interruptores de potencia están previstas en la primera

etapa, se hace más fácil realizar una extensión posterior a barra doble.

Subestaciones pequeñas o subestaciones de distribución son diseñadas

frecuentemente con barra simple.

Figura 2.22 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de barra simple, tomada de catálogos de producto de ABB.

Figura 2.23 Representación isométrica de una disposición de interruptor y medio con armarios de control integrados, tomada de catálogos de producto de ABB.

89

d) Ejecución de Barra en Anillo

Semejante al sistema del interruptor y medio, la barra en anillo permite una

operación sin interrupción de todas las ramificaciones de cables y de líneas aún en

caso de mantenimiento de los interruptores. En este tipo de conexión las cantidades

de interruptores y de ramificaciones de cables y de líneas son iguales. Por esta

razón esta subestación es por lo general más económica que la variante de

interruptor y medio por cada ramificación.

Figura 2.24 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de barra en anillo, tomada de catálogos de producto de ABB.

Figura 2.25 Representación isométrica de una disposición de barra en anillo con armarios de control integrados, tomada de catálogos de producto de ABB.

90

e) Ejecución de Conexión en “H”

La conexión en H es utilizada para el suministro de emprendas industriales o

pequeñas regiones. Para una seguridad de suministro y reservas de red, lo óptimo

es contar con dos líneas de alimentación y dos transformadores. La subestación

puede ser operada como subestación de alimentación doble y también con la

conexión transversal cerrada, ser operada como subestación en anillo. Si la

subestación va a ser posteriormente aplicada, se elige un diseño básico de barra

simple con acoplamiento longitudinal. A partir de esto se puede convertir más

adelante en una subestación con barra doble y acoplamiento transversal. Si se

descarta cualquier ampliación ´posterior, se elige la variante compacta sin barras.

Figura 2.26 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de conexión en “H”, tomada de catálogos de producto de ABB.

Figura 2.27 Representación isométrica de una disposición de conexión en “H” con armarios de control integrados, tomada de catálogos de producto de ABB.

91

Capítulo 3 Estudio

Técnico ESTUDIO TÉCNICO

92

3.1 Estudio Técnico

Una vez definida lo que es una subestación eléctrica, los elementos que la

conforman y los arreglos en los que puede ser conectada continuaremos con el

estudio técnico. Este estudio técnico, presenta los factores que están inmersos y

que hacen diferencia entre las subestaciones encapsuladas en aire versus aquellas

encapsuladas en SF6.

3.2 Diseño

Las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 contienen el mismo equipo

eléctrico que una subestación convencional. Todas las partes vivas se encuentran

dentro de compartimientos metálicos con gas SF6.

La Figura 3.1 muestra un esquema del equipo eléctrico de una subestación eléctrica

convencional y su contraparte, una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6.

Figura 3. 1 Equipo eléctrico de una Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6. Tomada de presentación ABB

93

3.2.1 Ampliación

Gracias a la flexibilidad y al diseño modular de la subestación eléctricas

encapsuladas en gas SF6, ver Figura 3.2, la ampliación de una subestación eléctrica

encapsulada en gas SF6 es posible incluso si se tratase de distintos fabricantes sin

afectar el servicio, ver Figura 3.3.

Figura 3.2 Diseño modular de una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6, tomada de catálogo ABB

94

Figura 3.3 Ampliación de una subestaciones eléctrica encapsulada en gas SF6, tomada de catálogo SIEMENS

3.3 Ventajas de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6

3.3.1 Optimización de Espacio

El súbito crecimiento en la demanda de la energía eléctrica presupone la instalación

de plantas generadoras y subestaciones que se encuentren cerca de los centros de

consumo, debido a esto los requerimientos de espacio para estas instalaciones

eléctricas se incrementan considerablemente.

Las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 son innovaciones

tecnológicas que permiten la construcción de subestaciones eléctricas en espacios

donde es imposible instalar subestaciones convencionales. Además del

aprovechamiento de espacios, la contaminación visual es otro factor que viene a

reducirse gracias a este tipo de subestación..

95

Una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 ocupa cerca del 10% del espacio

requerido por una S.E. convencional. Esta correlación se reduce aún más en niveles

de tensión mayores.

En la Figura 3.4 se observa una S.E. convencional y el espacio que demanda este

tipo de subestación.

Figura 3.4 Subestación convencional

La tecnología de la subestación fue reemplazada por tecnología en SF6 y en las

Figuras 3.5, 3.6 y 3.7 se aprecia que el tamaño de una subestación eléctrica

encapsuladas en gas SF6 es menor y el espacio que deja disponible después de la

instalación.

Figura 3.5 Espacio disponible después de implementar una subestación eléctrica encapsulada en gas

SF6 .

96

Figura 3.6 Reemplazo de una Subestación Convencional por una subestación eléctrica encapsuladas en gas SF6, 123 kV/40kV. Mündelheim, Alemania.

Figura 3.7 Relación de espacio entre una subestación convencional y una subestación eléctrica encapsuladas en gas SF6

97

3.3.2 Seguridad

Las subestaciones encapsuladas en gas SF6 son muy seguras y el personal de

operación está protegido por los recintos metálicos aterrizados. Mientras la

subestación está en condiciones de operación el personal de operación puede tocar

los compartimientos, ver Figura 3.8.

Figura 3.8 Personal realizando pruebas a la Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 . Tomada de presentación ABB

98

3.3.3 Confiabilidad

El cierre completo de todas las partes vivas protege contra cualquier deterioro del

sistema de aislamiento. Ver figura 3.9.

Figura 3.9 Sección transversal de una subestación eléctrica encapsuladas en gas SF6 y el equipo usado en ella comparado con el de una subestación convencional. Tomada de presentación ABB

3.3.4 Libre de Mantenimiento

Una selección extremadamente cuidadosa de los materiales, un diseño conveniente

y una alta calidad de manufactura aseguran una vida larga de servicio prácticamente

sin la necesidad de mantenimiento.

99

3.3.5 Medio Ambiente

Como se mencionó previamente, las subestaciones ya sean en aire o encapsuladas,

pueden ser instaladas a la intemperie o en interiores.

Sin importar la ubicación de la S.E., es importante considerar las características del

sitio de instalación. El ambiente, en ocasiones es una de las razones por las que se

decide cambiar de tecnología.

Los beneficios de las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 en

condiciones ambientales son:

Inmunes a:

Contaminación (agua, sal, arena, suciedad)

Rayos

Animales

Son capaces de soportar temperaturas +55°C / -55°C

México es un país que se ve afectado por huracanes e inundaciones, otros países

son afectados por otros fenómenos tales como tornados y terremotos, como es el

caso de Chile y Japón, que son países con altos índices de sismicidad.

Las Subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 presentan un bajo centro

de gravedad por lo que si se presentase un terremoto ésta resistiría el movimiento

telúrico mientras que una subestación convencional, el equipo eléctrico al

encontrarse en un punto más alto, se ve afectado obligando al reemplazo inmediato

del mismo para continuar suministrando energía eléctrica. Véase Figura 3.10

100

Figura 3.10 Subestaciones afectadas por terremoto. Tomada de Presentación ABB

La Figura 3.11 muestra las condiciones de una subestación eléctrica encapsulada

en gas SF6 en interior después de un terremoto.

Figura 3.11 Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 afectada por terremoto. Tomada de presentación SIEMENS

101

De acuerdo con información del CIGRÉ, a pesar de la destrucción del edificio luego

del cambio de los gabinetes de control y algunos trabajos de mantenimiento, se

colocó en servicio la S.E. en un corto tiempo.

3.4 Ventajas y Desventajas Comparativas de las Subestaciones Eléctricas

encapsuladas y Convencionales

En la Tabla 3.1 podemos observar una relación de los pros y contras que representa

tanto una subestación convencional como una subestación eléctrica encapsuladas

en gas SF6.

Tabla 3.1 Ventajas y desventajas comparativas de las subestaciones eléctricas encapsuladas.

Subestación Convencional Subestación Encapsulada en Gas SF6

Diseño estructural y espacial Diseño modular y compacto

Instalación exterior Instalación interior y exterior

Mayor espacio Menor espacio

Exposición a la intemperie Aislamiento a la intemperie

Mayor tiempo de implementación

Menor tiempo de implementación debido al

despacho de unidades pre-ensambladas y probadas

en fábrica.

Menor seguridad Mayor seguridad

Menor confiabilidad Mayor confiabilidad

Menor costos de equipos Mayor costo de O&M

Mantenimiento periódico Libre de mantenimiento mínimo 20 años

Menor vida útil Mayor vida útil

Menor confiabilidad Mayor confiabilidad

No requiere monitoreo Monitoreo continuo de gas

Expuesto a condiciones climáticas agresivas y

extremas

Inmune contra condiciones climáticas agresivas y

extremas (polvo, arena, viento, hielo)

Centro de gravedad alto Centro de gravedad más bajo por lo que existe

mayor respuesta sísmica

Mayores tiempos de entrega Tiempos de entrega reducidos

Menor seguridad contra vandalismo Mayor seguridad contra vandalismo

De acuerdo con el CIGRÉ, entre más compacta sea una subestación más confiable

es y al ser inmunes al medio ambiente su confiabilidad es aún mayor.

102

En palabras del CIGRE “Una mayor confiabilidad permite simplificar los diagramas

unifilares de una S.E., por ejemplo eliminando el bus de transferencia”. Esto quiere

decir que, una subestación encapsulada en SF6 sin barra de transferencia puede ser

tan confiable como una subestación en aire con barra de transferencia, y con los

ahorros en costos que esto implica.

103

Capítulo 4

ESTUDIO ECONÓMICO

104

4.1 Aspectos Generales

Las claves para determinar la elección de una subestación eléctrica encapsulada

en gas SF6 o una subastación convencional son la confiabilidad, la locación de la

subestación, el ambiente, el costo y la seguridad.

4.2 Economía de una Subestación Eléctrica Convencional y una Subestación

Encapsulada en Gas SF6

Para la comparación económica entre subestaciones eléctricas convencionales y

encapsuladas en gas SF6, se deben considerar dos casos particulares:

Si se dispone de terrenos amplios de bajo costo, lo que sucede

generalmente en sitios lejos de las grandes ciudades, las subestaciones

convencionales son más económicas que las subestaciones eléctricas

encapsuladas en gas SF6.

Si se dispone de terrenos de superficies pequeñas y de alto costo, lo que

ocurre en grandes ciudades, las subestaciones eléctricas encapsuladas

en gas SF6 son más económicas que las subestaciones eléctricas

convencionales.

Para ambas soluciones se deben considerar, además del costo propio de los

equipos principales, costos del terreno, del montaje, obras civiles asociadas,

inspecciones en fábrica y en obra y del mantenimiento.

Para este estudio económico tomaremos como base la Subestación Eléctrica

Convencional “Kilómetro Cero” con niveles de tensión de 230/23 kV de la Comisión

Federal de Electricidad, ubicada en la Colonia Guerrero, Delegación Cuauhtémoc,

en la Ciudad de México.

105

Figura 4.1 Foto de la subestación Eléctrica Convencional “Kilómetro Cero”, Ciudad de México, en la Colonia Guerrero, Delegación Cuauhtémoc.

4.2.1 Análisis Comparativo de Costos de Terreno

Con datos obtenidos de la página de internet Metros Cúbicos, se obtiene el precio

por m2 promedio para la zona central de la Ciudad de México, en la Colonia

Guerrero, Delegación Cuauhtémoc, el cual se presenta en la Tabla 4.1.

Tabla 4.1 Precio por m2 para un terreno en la zona de Central, Ciudad de México, Del. Cuauhtémoc

Concepto Promedio por m2 (Pesos MX)

Terreno $ 15, 000

Área aproximada del terreno en el que se encuentra la Subestación Convencional

“Kilómetro Cero”:

𝟏𝟎𝟎𝐦×𝟐𝟒𝟎𝐦 = 𝟐𝟒, 𝟎𝟎𝟎𝐦𝟐

106

Multiplicado por el valor promedio por m2 de la Tabla 4.1

𝟐𝟒, 𝟎𝟎𝟎𝐦𝟐×$𝟏𝟓, 𝟎𝟎𝟎 = $𝟑𝟔𝟎, 𝟎𝟎𝟎, 𝟎𝟎𝟎

“Trescientos Sesenta Millones de Pesos Mexicanos”

Suponiendo que la Subestación Eléctrica Convencional “Kilómetro Cero”, fuera

encapsulada en Gas SF6, el área del terreno aproximado a utilizarse sería el

siguiente:

𝟓𝟎𝒎×𝟓𝟎𝒎 = 𝟐, 𝟓𝟎𝟎𝒎𝟐

Multiplicado por el valor promedio por m2 de la Tabla 4.1

𝟐𝟓𝟎𝟎𝐦𝟐×$𝟏𝟓, 𝟎𝟎𝟎 = $𝟑𝟕, 𝟓𝟎𝟎, 𝟎𝟎𝟎

“Treinta y Siete Mil Quinientos Millones de Pesos Mexicanos”

Por lo tanto, concluimos lo mostrado en la siguiente tabla respecto al costo de

terreno de cada tipo de subestación eléctrica

Tabla 4.2 Costos de Terreno de Una Subestación Convencional y Una Subestación Encapsulada en Gas SF6

Subestación Convencional Subestación Encapsulada

$ 360, 000, 000 $ 37, 500, 000

Tabla 4.3 Diferencia de Costos de Terreno Entre Una Subestación Eléctrica Convencional y Una Encapsulada en Gas SF6

Diferencia de Costos de Terreno Entre Ambas Subestaciónes

$ 322, 500, 000

“Trescientos Veintidós Millones Quinientos Mil Pesos Mexicanos”

107

4.2.2 Análisis Comparativo de Costos de Equipo Electromecánico de cada

Subestación

Considerando un arreglo normalizado de doble barra en 230 kV y doble anillo en

23 kV, con dos líneas de 230 kV, 3 bancos 221, 3 bancos de capacitores y 12

alimentadores, a continuación se describen, para una subestación convencional y

una encapsulada en gas SF6, los costos en moneda nacional del equipo

electromecánico empleado en cada una de ellas.

a) Subestación convencional 230/23 kV

Tabla 4.4 Costos del Equipo Electromecánico de Una Subestación Eléctrica Convencional

Subestación Eléctrica Convencional

CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO PRECIO

UNITARIO SUBTOTAL

18 Pza. Apartarrayos para circuitos de 23

kV clase estación $ 5.400,00 $ 97.200,00

9 Pza. Apartarrayos para circuitos de 230

kV clase estación de Ozn $ 28.800,00 $ 259.200,00

3 Bco. Banco capacitores 12.6 MVAR, 23

kV entre fases $ 482.640,00 $ 1.447.920,00

3 Pza. Banco de potencia, 3F, 230/23 kV,

60 MVA $ 13.112.880,00 $ 39.338.640,00

1 Bco. Batería tipo ácido para 125 VCD de

216 A-H $ 111.000,00 $ 111.000,00

1 Bco. Batería tipo Alcalina 48 VCD de 20

A-H $ 12.288,00 $ 12.288,00

2520 Mts. Cable aislado de 23 kV tipo 23

TC1x240, 240 mm2, capacidad 475 A

$ 357,60 $ 901.152,00

200 Mts. Cable aislado de 23 kV tipo 23

TC1x50, 50 mm2, capacidad 75 A $ 165,60 $ 33.120,00

1 Lte. Cable de control (P/B) $ 72.000,00 $ 72.000,00

1 Pza. Cargador de baterías 120 VCD, 70

A $ 24.000,00 $ 24.000,00

1 Pza. Cargador de baterías 48 VCD, 20 A $ 14.880,00 $ 14.880,00

3 Jgo. Cuchilla desconectadora 23 kV, 3F,

1200 A, 25 kA, mec. Op. Manual $ 46.800,00 $ 140.400,00

3 Jgo. Cuchilla desconectadora 23 kV, 3F,

2000 A, 25 kA $ 46.800,00 $ 140.400,00

108

14 Jgo. Cuchilla desconectadora 230 kV,

3F, 2000 A, 40 kA, mecanismo eléctrico

$ 202.800,00 $ 2.839.200,00

4 Lte. Equipo de alumbrado (por bahía) $ 14.400,00 $ 57.600,00

1 Pza. Equipo terminal óptico con interfaz

de fibra óptica y relevador microproces

$ 445.632,00 $ 445.632,00

4 Lte. Herrajes y conectores (P/B) $ 72.000,00 $ 288.000,00

3 Pza. Interruptor de potencia 23 kV, 3F,

1250 A, 25 kA $ 172.800,00 $ 518.400,00

6 Pza. Interruptor de potencia 230 kV, 3F,

2000 A, 40 kA de cap. int. $ 766.800,00 $ 4.600.800,00

4 Lte. Material para sistema de tierras

(P/B) $ 14.400,00 $ 57.600,00

6 Pza. Módulo integral de 23 kV en anillo

con int. TP’s, TC’s $ 1.440.000,00 $ 8.640.000,00

3 Pza. Reactor para neutro del banco $ 47.521,20 $ 142.563,60

3 Pza. Tablero CPM para banco $ 246.000,00 $ 738.000,00

3 Pza. Tablero de CPM para banco de

capacitores de 23 kV $ 100.800,00 $ 302.400,00

2 Pza. Tablero de CPM para línea con

HPFO $ 240.000,00 $ 480.000,00

2 Pza. Tablero de servicio de estación $ 374.400,00 $ 748.800,00

1 Pza. Tablero para la diferencial de

barras $ 366.000,00 $ 366.000,00

1 Pza. Tablero para la transferencia de

potenciales $ 86.400,00 $ 86.400,00

36 Pza. Terminal p/cable aislado de 23 kV 23 TC 1x240, tipo 23E1x240S serv.

ext. $ 722,40 $ 26.006,40

6 Pza. Terminal p/cable aislado de 23 kV

23 TC1x50, tipo 23E1x50S serv. Ext.

$ 453,60 $ 2.721,60

6 Pza. Terminal p/cable aislado de 23 kV 23 TC1x50, tipo 23ITC1x50 serv.

Int. $ 360,00 $ 2.160,00

36 Pza.

Transformador de corriente de 230kV, Rel.

600x1200/1000x2000:5//5A, intemperie

$ 88.800,00 $ 3.196.800,00

6 Pza. Transformador de corriente 15 kV

Rel. 600:5//5A intemperie $ 15.000,00 $ 90.000,00

9 Pza. Transformador de corriente 23kV Rel. 1000x2000:5//5A

intemperie $ 18.600,00 $ 167.400,00

109

6 Pza. Transformador de potencial 230 kV

Rel. 1200 & 1200 & 2000:1 $ 138.000,00 $ 828.000,00

6 Pza. Transformador de potencial de 15

kV Rel. 60:1 $ 13.800,00 $ 82.800,00

9 Pza. Transformador de potencial de 23

kV Rel. 120:1 $ 13.800,00 $ 124.200,00

2 Pza. Transformador de servicio de

estación con portafusbiles $ 96.000,00 $ 192.000,00

1 Pza. Unidad terminal remota $ 890.880,00 $ 890.880,00

TOTAL DE EQUIPO ELECTROMECÁNICO $ 68,506,563

“Sesenta y Ocho Millones Quinientos Seis Mil Quinientos Sesenta

y Tres Pesos Mexicanos”

Algunos costos adicionales a la Subestación Eléctrica Convencional podrían ser los

mostrados en la siguiente tabla:

Tabla 4.5 Costos Adicionales de Una Subestación Eléctrica Convencional

DESCRIPCION PRECIO (USD)

Servicios de supervisión, montaje y

pruebas $ 300 000.00

Puesta en Servicio $ 50 000.00

TOTAL $ 350 000.00

TOTAL EN PESOS* $ 6, 125, 000.00

*Considerando un tipo de cambio de $17.50 Pesos Mexicanos.

110

b) Subestación encapsulada en SF6

Tabla 4.6 Costos del Equipo Electromecánico de Una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6

Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6

CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO PRECIO

UNITARIO SUBTOTAL

18 Pza. Apartarrayos para circuitos de 23

kV clase estación $ 5.400,00 $ 97.200,00

9 Pza. Apartarrayos para circuitos de 230

kV, clase estación de Ozn $ 28.800,00 $ 259.200,00

3 Bco. Banco capacitores 12.6 MVAR, 23

kV entre fases $ 482.640,00 $ 1.447.920,00

3 Pza. Banco de potencia, 3F, 230/23 kV,

60 MVA $ 13.112.880,00 $ 39.338.640,00

1 Bco. Batería tipo ácido para 125 VCD de

216 A-H $ 111.000,00 $ 111.000,00

1 Bco. Batería tipo Alcalina 48 VCD de 20

A-H $ 12.288,00 $ 12.288,00

2520 Mts. Cable aislado de 23 kV tipo 23

TC1x240, 240 mm2, capacidad 475 A

$ 357,60 $ 901.152,00

200 Mts. Cable aislado de 23 kV tipo 23

TC1x50, 50 mm2, capacidad 75 A $ 165,60 $ 33.120,00

1 Lte. Cable de control (P/B) $ 72.000,00 $ 72.000,00

1 Pza. Cargador de baterías 120 VCD, 70

A $ 24.000,00 $ 24.000,00

1 Pza. Cargador de baterías 48 VCD, 20 A $ 14.880,00 $ 14.880,00

3 Jgo. Cuchilla desconectadora 23 kV, 3F,

1200 A, 25 kA, mec. Op. Manual $ 46.800,00 $ 140.400,00

3 Jgo. Cuchilla desconectadora 23 kV, 3F,

2000 A, 25 kA $ 46.800,00 $ 140.400,00

1 Lte. Equipo de alumbrado (por bahía) $ 14.400,00 $ 14.400,00

1 Pza. Equipo terminal óptico con interfaz

de fibra óptica y relevador microproces

$ 445.632,00 $ 445.632,00

1 Lte. Herrajes y conectores (P/B) $ 72.000,00 $ 72.000,00

5 Lte. Herrajes y conectores para una S.E.

en SF6 $ 13.977,60 $ 69.888,00

3 Pza. Interruptor de potencia 23 kV, 3F,

1250 A, 25 kA $ 172.800,00 $ 518.400,00

1 Lte. Material para sistema de tierras

(P/B) $ 14.400,00 $ 14.400,00

6 Bah Módulo en SF6 de 230 kV con arreglo en doble barra GEC.

$ 14.572.800,00 $ 87.436.800,00

111

6 Pza. Módulo integral de 23 kV en anillo

con int. TP’s, TC’s $ 1.440.000,00 $ 8.640.000,00

3 Pza. Reactor para neutro del banco $ 47.521,20 $ 142.563,60

3 Pza. Tablero CPM para banco $ 246.000,00 $ 738.000,00

3 Pza. Tablero de CPM para banco de

capacitores de 23 kV $ 100.800,00 $ 302.400,00

2 Pza. Tablero de CPM para línea con HP-

FO $ 240.000,00 $ 480.000,00

2 Pza. Tablero de servicio de estación $ 374.400,00 $ 748.800,00

1 Pza. Tablero para la diferencial de

barras $ 366.000,00 $ 366.000,00

1 Pza. Tablero para la transferencia de

potenciales $ 86.400,00 $ 86.400,00

36 Pza. Terminal p/cable aislado de 23 kV 23 TC 1x240, tipo 23E1x240S serv.

Ext. $ 722,40 $ 26.006,40

6 Pza. Terminal p/cable aislado de 23 kV 23TC1x50, tipo 23E1x50S serv. Ext.

$ 453,60 $ 2.721,60

6 Pza. Terminal p/cable aislado de 23 kV

23TC1x50, tipo 23ITC1x50 serv. Int. $ 360,00 $ 2.160,00

6 Pza. Transformador de corriente 15 kV

Rel. 600:5//5A intemperie $ 15.000,00 $ 90.000,00

9 Pza. Transformador de corriente 23kV Rel. 1000x2000:5//5A

intemperie $ 18.600,00 $ 167.400,00

6 Pza. Transformador de potencial de 15

kV Rel. 60:1 $ 13.800,00 $ 82.800,00

9 Pza. Transformador de potencial de 23

kV Rel. 120:1 $ 13.800,00 $ 124.200,00

2 Pza. Transformador de servicio de

estación con portafusbiles $ 96.000,00 $ 192.000,00

1 Pza. Unidad terminal remota $ 890.880,00 $ 890.880,00

TOTAL DE EQUIPO ELECTROMECÁNICO $ 144,246,051

“Ciento Cuarenta y Cuatro Millones Doscientos Cuarenta y seis

mil Cincuenta y Un Pesos Mexicanos”

112

Algunos costos adicionales a la Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6

podrían ser los mostrados en la siguiente tabla:

Tabla 4.7 Costos Adicionales de Una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6

DESCRIPCION PRECIO (USD)

Servicios de supervisión, montaje y

pruebas $ 300 000.00

Capacitación $ 10 000.00

Puesta en Servicio $ 50 000.00

Refacciones $ 150 000.00

TOTAL $ 610 000.00

TOTAL EN PESOS* $ 10, 675, 000.00

*Considerando un tipo de cambio de $17.50 Pesos Mexicanos.

Por lo tanto, concluimos lo siguiente respecto al costo de equipo de cada tipo de

subestación eléctrica:

Tabla 4.8 Costos del Equipo Electromecánico de Una Subestación Convencional y Una Subestación Encapsulada en Gas SF6

Subestación Convencional Subestación Encapsulada

$ 68,506,563 $ 144,246,051

Tabla 4.9 Diferencia de Costos del Equipo Electromecánico Entre Una Subestación Eléctrica Convencional y Una Encapsulada en Gas SF6

Diferencia de Costos de Equipo Entre Ambas Subestaciónes

$ 75, 739, 488

“Setenta y Cinco Millones Setecientos Treinta y Nueve Mil

Cuatrocientos Ochenta y Ocho Pesos Mexicanos”

113

4.2.3 Análisis Comparativo de Costos Total Entre Ambos Tipos de

Subestaciones Eléctricas

Finalmente, en la siguiente tabla, se muestran los costos totales de una Subestación

Eléctrica Convencional y una Encapsulada en Gas SF6, así como la diferencia entre

ellos.

Tabla 4.10 Costos Totales de Una Subestación Convencional y Una Subestación Encapsulada en Gas SF6

COSTOS Subestación Convencional

Subestación Encapsulada en Gas SF6

Costo de Terreno $ 360, 000, 000 $ 37, 500, 000

Costo de Cada Subestación

$ 68,506,563 $ 144,246,051

Costos Adicionales $ 6, 125, 000.00

$ 10, 675, 000.00

TOTAL $ 434, 631, 563 $ 192, 421, 051

Tabla 4.11 Diferencia de Costos Totales Entre Una Subestación Convencional y Una Subestación

Encapsulada en Gas SF6

Diferencia de Costos TOTAL Entre Ambas Subestaciones

$ 242, 210, 512

“Doscientos Cuarenta y Dos Millones Doscientos Diez Mil

Quinientos Doce Pesos Mexicanos”

NOTA:

Todos los precios anteriormente mencionados son estimados y fueron

proporcionados por fabricantes de equipo eléctrico, por políticas de

privacidad, estos no pueden ser mencionados.

114

4.3 Viabilidad

Económicamente el costo de una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 es

más alto que una subestación eléctrica convencional sin considerando el costo del

terreno. El costo del equipo de alta tensión de una subestación encapsulada es

mayor debido al diseño superior y los altos niveles de tecnología asociados con ella,

especialmente en tensiones mayores a 500kV. Las ventajas de las subestaciones

eléctricas encapsuladas en gas SF6 serán aún mayores cuando se incluyen costos

del terreno. La Figura 4.1 muestra la relación de costo (costo de la subestación

encapsulada/costo de subestación convencional) en función de la tensión del

sistema.

Figura 4.2 Relación de una subestación encapsulada para el costo y subestación convencional en

función de la tensión del sistema. Tomada de Naidu, M.S., (2008). Gas Insulated Substations. Nueva

Delhi: I.K. International Publishing House Pvt. Ltd.

1. Únicamente costos del equipo

2. Costo de Capital (costo del equipo + costo de la tierra, edificio, etc.)

3. Costo de Capital + Mantenimiento.

En el eje Y 1.0 indica el costo equitativo de la subestación

encapsulada y el de la convencional

El costo total de una subestación encapsulada (3) es menor que el de

una subestación convencional entre los niveles de tensión mostrados

en el eje X

115

De acuerdo con Naidu, la Figura 4.2 explica que el costo del equipo de la

subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 es más alto que el costo del equipo

de la subestación convencional para el mismo nivel de tensión. Cuando se agregan

los precios de mantenimiento sobre 30 años de vida de la estación, la subestación

eléctrica encapsulada en gas SF6 se torna más económica incluso en niveles de

tensión de orden de 145kV.

Las Figuras 4.3 y 4.4 son una comparativa de costos de una subestación eléctrica

encapsulada en gas SF6 respecto a una subestación convencional para un nivel de

525 kV, en el caso de la Figura 4.3.

Figura 4.3 Comparativa de costos de una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 con una

subestación convencional para un nivel de 525kV.

116

Figura 4.4 Comparativa de costos entre una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 y una

subestación convencional.

117

Conclusiones

Aunque la tendencia de las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 va a

la alza, las subestaciones convencionales no dejan de ser opción para proyectos de

ingeniería, pues como se muestra en el estudio económico, la inversión inicial para

un proyecto de una subestación eléctrica encapsuladas en gas SF6 es mucho

mayor, hablando del equipo electromecánico. Sin embargo, las ventajas que brinda

esta son notorias, pues nos permiten hacer la instalación de subestaciones en

espacios urbanos o en lugares donde el espacio es una limitante, reduce la

contaminación visual y el impacto ambiental. Las subestaciones eléctricas

encapsuladas en gas SF6 por su diseño modular permiten una variedad de

configuraciones y ampliaciones, incluso entre distintas marcas, sin pérdida del

servicio.

Las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 al igual que las

subestaciones convencionales comparten el mismo equipo eléctrico con la

diferencia de que, las encapsuladas se encuentra en compartimientos metálicos con

SF6, debido a ello, la confiabilidad, seguridad y operatividad del equipo es mucho

mayor.

Si bien el gas SF6 es uno de los gases con mayor potencial de efecto invernadero,

éste y el avance tecnológico han permitido que soluciones como las subestaciones

eléctricas encapsuladas en gas SF6 sean implementadas o permitan la innovación

del equipo eléctrico.

Las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 son la solución ideal para

un suministro de energía seguro, ecológico, continuo y eficiente. Su diseño modular

compacto y su alta fiabilidad no solo permiten el uso eficiente de energía eléctrica

en zonas de alta conglomeración, sino también en donde se presenta una alta

demanda de energía eléctrica. Hoy en día, es una parte inherente en la conexión de

redes de energía proveniente de fuentes renovables, por ejemplo, en instalaciones

eólicas instaladas en el mar y centrales hidroeléctricas.

118

Los costos del equipo electromecánico de una subestación eléctrica encapsulada

en gas SF6 son mucho mayores que los de una subestación convencional, sin

embargo, los costos del terreno para las subestaciones convencionales son mucho

más grandes y por consecuencia más caros que el de una subestación encapsulada

en gas SF6, por lo cual, se tiene que considerar qué tipo de solución es la más

conveniente teniendo en cuenta en dónde se va a instalar la subestación, los niveles

de tensión, así como los costos de mantenimiento, la confiabilidad y continuidad que

se desea tener en el suministro de energía eléctrica.

119

Índice de Figuras

Figura 1.1 Subestación Eléctrica Tipo Intemperie, tomada de catálogos de producto de Siemens ...................... 5

Figura 1.2 Subestación Eléctrica Tipo Interior, tomada de catálogos de producto de Siemens. .......................... 6

Figura 1.3 Simbología del Equipo Eléctrico Principal Utilizado en una Subestación Eléctrica, José G. Mar

Pérez (2011). Descripción y Función del Equipo de una Subestación Eléctrica. Universidad Veracruzana, Poza

Rica ...................................................................................................................................................................................... 7

Figura 1.4 Transformador de Potencia, tomada de catálogos de producto de ABB. ............................................... 9

Figura 1.5 Partes del Transformador, tomada de catálogos de producto de PROLEC. ........................................ 12

Figura 1.6 Conexión estrella-estrella, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución ................................... 14

Figura 1.7 Conexión delta-delta, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución ........................................... 14

Figura 1.8 Conexión delta-estrella, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución ...................................... 14

Figura 1.9 Esquema eléctrico de un transformador monofásico, Avelino Pérez P. Transformadores de

Distribución ........................................................................................................................................................................ 18

Figura 1.10 Esquema eléctrico de un transformador trifásico, Avelino Pérez P. Transformadores de

Distribución ........................................................................................................................................................................ 18

Figura 1.11 Transformador Instrumento, tomada de catálogos de producto de ABB. ........................................... 23

Figura 1.12 Transformadores de Potencial Capacitivo e Inductivo, tomada de catálogos de producto de ABB.

............................................................................................................................................................................................ 24

Figura 1.13 Transformador de Corriente, tomada de catálogos de producto de ABB. .......................................... 26

Figura 1.14 Capacitores, tomada de catálogos de producto de ABB ....................................................................... 28

Figura 1.15 Banco de Capacitores, tomada de catálogos de producto de ABB. .................................................... 32

Figura 1.16 Apartarrayos, tomada de catálogos de producto de ABB. .................................................................... 33

Figura 1.17 Interruptor de Potencia, tomada de catálogos de producto de ALSTOM ........................................... 36

Figura 1.18 Interruptor de Potencia Tanque Muerto, tomada de catálogos de producto de ABB. ....................... 39

Figura 1.19 Interruptor de Potencia tanque Vivo, tomada de catálogos de producto de ABB. ............................. 40

Figura 1.20 Interruptor con Hexafluoruro de Azufre (SF6), tomada de catálogos de producto de ABB. ............. 41

Figura 1.21 Cuchillas, tomada de catálogos de producto de Siemens .................................................................... 42

Figura 1.22 Esquema a una barra, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. México.

Editorial Mc Graw Hill ...................................................................................................................................................... 46

Figura 1.23 Esquema de doble barra y doble interruptor automático, Raull Martin José (1992). Diseño de

Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill.......................................................................................... 47

Figura 1.24 Esquema de barra principal y de transferencia, Raúll Martin José (1992). Diseño de

Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill.......................................................................................... 48

Figura 1.25 Esquema de doble barra un interruptor automático, Raull Martin José (1992). Diseño de

Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill.......................................................................................... 49

Figura 1.26 Esquema de barra anular, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. México.

Editorial Mc Graw Hill ...................................................................................................................................................... 50

Figura 1.27 Esquema de interruptor automático y medio, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones

Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill .................................................................................................................... 52

Figura 2.1 Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6, tomada de catálogos de producto de ABB………54 Figura 2.2 Subestación eléctrica subterránea encapsulada en gas SF6 tomada de catálogos de producto de

ABB. ................................................................................................................................................................................... 55

Figura 2.3 Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 oculta bajo techo, tomada de catálogos de

producto ABB. ................................................................................................................................................................... 56

Figura 2.4 Subestación eléctrica móvil encapsulada en gas SF6, tomada de catálogos de producto de ABB. 57

Figura 2.5 Equipo eléctrico dentro de una subestación eléctrica encapsuladas en gas SF6 , tomada de

catálogos de producto de ABB. ...................................................................................................................................... 59

Figura 2.6 Partes del Interruptor de Potencia – Cámara de extinción de auto soplado, tomada de catálogos de

producto de ABB. ............................................................................................................................................................. 63

Figura 2.7 1) Conductor de barra | 2) Seccionador / seccionador de puesta a tierra | 3) Accionamiento abierto,

tomada de catálogos de producto de ABB. .................................................................................................................. 64

120

Figura 2.8 Partes del seccionador / seccionador de puesta a tierra de la barra y de la línea, tomada de

catálogos de producto de ABB. ...................................................................................................................................... 66

Figura 2.9 Prueba mecánica de un Seccionador de puesta a tierra rápido, tomada de catálogos de producto

de ABB. .............................................................................................................................................................................. 67

Figura 2.10 Partes del Seccionador de puesta a tierra rápido, tomada de catálogos de producto de ABB. ..... 68

Figura 2.11 Módulo de conexión de cables para terminales enchufables, tomada de catálogos de producto de

ABB. ................................................................................................................................................................................... 69

Figura 2.12 Terminal SF6 para conexión a línea, tomada de catálogos de producto de ABB. ............................ 70

Figura 2.13 Partes del Transformador de Potencial y Corriente, tomada de catálogos de producto de ABB. .. 72

Figura 2.14 1) Conexión directa trifásica de un transformador de potencia | 2) Medidor de densidad con

compensación de temperatura y escala, tomada de catálogos de producto de ABB. ........................................... 75

Figura 2.15 1) Configuración de Doble Barra con armarios de Control Integrados, tomada de catálogos de

producto de ABB. ............................................................................................................................................................. 76

Figura 2.16 1) Operación de una unidad de control de celda digital | 2) Armario de control local con tecnología

de protección y control digital, tomada de catálogos de producto de ABB. ............................................................. 78

Figura 2.17 Control de la subestación con tecnología de control numérico, tomada de catálogos de producto

de ABB. .............................................................................................................................................................................. 80

Figura 2.18 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de doble barra, tomada de catálogos de

producto de ABB. ............................................................................................................................................................. 86

Figura 2.19 Representación isométrica de una disposición de doble barra con armarios de control integrados,

tomada de catálogos de producto de ABB. .................................................................................................................. 86

Figura 2.20 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de interruptor y medio, tomada de

catálogos de producto de ABB. ...................................................................................................................................... 87

Figura 2.21 Representación isométrica de una disposición de interruptor y medio con armarios de control

separados, tomada de catálogos de producto de ABB. ............................................................................................. 87

Figura 2.22 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de barra simple, tomada de catálogos de

producto de ABB. ............................................................................................................................................................. 88

Figura 2.23 Representación isométrica de una disposición de interruptor y medio con armarios de control

integrados, tomada de catálogos de producto de ABB. ............................................................................................. 88

Figura 2.24 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de barra en anillo, tomada de catálogos de

producto de ABB. ............................................................................................................................................................. 89

Figura 2.25 Representación isométrica de una disposición de barra en anillo con armarios de control

integrados, tomada de catálogos de producto de ABB. ............................................................................................. 89

Figura 2.26 Esquema de gas y diagrama unifilar para la disposición de conexión en “H”, tomada de catálogos

de producto de ABB. ........................................................................................................................................................ 90

Figura 2.27 Representación isométrica de una disposición de conexión en “H” con armarios de control

integrados, tomada de catálogos de producto de ABB. ............................................................................................. 90

Figura 3. 1 Equipo eléctrico de una Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6. Tomada de presentación

ABB .................................................................................................................................................................................... 92

Figura 3.2 Diseño modular de una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6, tomada de catálogo ABB . 93

Figura 3.3 Ampliación de una subestaciones eléctrica encapsulada en gas SF6, tomada de catálogo

SIEMENS 94 Figura 3.4 Subestación convencional 95 Figura 3.5 Espacio disponible después de implementar una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 . 95 Figura 3.6 Reemplazo de una Subestación Convencional por una subestación eléctrica encapsuladas en gas SF6, 123 kV/40kV. Mündelheim, Alemania 96

Figura 3.7 Relación de espacio entre una subestación convencional y una subestación eléctrica encapsuladas

en gas SF6 96

Figura 3.8 Personal realizando pruebas a la Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 . Tomada de presentación ABB 97

Figura 3.9 Sección transversal de una subestación eléctrica encapsuladas en gas SF6 y el equipo usado en ella comparado con el de una subestación convencional. Tomada de presentación ABB 98

121

Figura 3.10 Subestaciones afectadas por terremoto. Tomada de Presentación ABB 100 Figura 3.11 Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 afectada por terremoto. Tomada de presentación SIEMENS 100

Figura 4.1 Foto de la subestación Eléctrica Convencional “Kilómetro Cero”, Ciudad de México, en la Colonia Guerrero, Delegación Cuauhtémoc 105

Figura 4.2 Relación de una subestación encapsulada para el costo y subestación convencional en función de la tensión del sistema. Tomada de Naidu, M.S., (2008). Gas Insulated Substations. Nueva Delhi: I.K. International Publishing House Pvt. Ltd. 114

Figura 4.3 Comparativa de costos de una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 con una subestación

convencional para un nivel de 525kV. 115

Figura 4.4 Comparativa de costos entre una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 y una subestación convencional 116

122

Índice de Tablas

Tabla 1.1 Niveles de tensión utilizados en México según el CENACE_______________________ 4 Tabla 1.2 Equivalencia en las Funciones de los Transformadores de Instrumento, José G. Mar

Pérez (2011). Descripción y Función del Equipo de una Subestación Eléctrica. Universidad

Veracruzana, Poza Rica __________________________________________________________ 23

Tabla 2.1 Propiedades del SF6 a 1 atm y 25°C, Escalada Sosa Julio, Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión encapsuladas en Gas 82

Tabla 2.2 Índice de GWP para FFC’s más comunes comparados en el CO2, Escalada Sosa Julio, Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión encapsuladas en Gas. 84 Tabla 3.1 Ventajas y desventajas comparativas de las subestaciones eléctricas encapsuladas. 101 Tabla 4.1 Precio por m2 para un terreno en la zona de Central, Ciudad de México, Del.

Cuauhtémoc __________________________________________________________________ 105 Tabla 4.2 Costos de Terreno de Una Subestación Convencional y Una Subestación Encapsulada en Gas SF6 106 Tabla 4.3 Diferencia de Costos de Terreno Entre Una Subestación Eléctrica Convencional y Una Encapsulada en Gas SF6 106 Tabla 4.4 Costos del Equipo Electromecánico de Una Subestación Eléctrica Convencional 107 Tabla 4.5 Costos Adicionales de Una Subestación Eléctrica Convencional 109 Tabla 4.6 Costos del Equipo Electromecánico de Una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6 110 Tabla 4.7 Costos Adicionales de Una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6 112 Tabla 4.8 Costos del Equipo Electromecánico de Una Subestación Convencional y Una Subestación Encapsulada en Gas SF6 112 Tabla 4.9 Diferencia de Costos del Equipo Electromecánico Entre Una Subestación Eléctrica Convencional y Una Encapsulada en Gas SF6 112 Tabla 4.10 Costos Totales de Una Subestación Convencional y Una Subestación Encapsulada en Gas SF6 113 Tabla 4.11 Diferencia de Costos Totales Entre Una Subestación Convencional y Una Subestación Encapsulada en Gas SF6 113

123

Glosario

A

A

Ampers ...................... 5, 6, 12, 24, 39, 48, 61, 65, 105

AIS

Air Insulated Switchgear .. 5, 6, 7, 4, 5, 62, 67, 70, 79,

83, 88, 91, 93, 94, 105

B

bar

Peso (del griego Báros) ........................................... 76

Unidad de presión.Peso (del griego Báros) ............ 76

Bushing

Boquilla .................................................................. 69

C

CIGRÉ

Consejo Internacional de Grandes Sistemas

Electricos ........................................................... 88

F

FA

Aire Forzado ............................................... 22, 23, 24

FOA

Aceite & Aire Forzado ............................................ 23

G

GIS

Gas Insulated Switchgear ................................... 5, 54

Gas Insulated Switchgear 5, 6, 54, 55, 56, 57, 58, 59,

60, 61, 62, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 69, 70, 72, 74,

75, 76, 77, 79, 80, 81, 82, 83, 84, 85, 86, 87, 88,

91, 92, 93, 94, 95, 96, 105, 106

GVA

Gran Volumen de Aceite ..................................38, 40

K

KV

Kilo- Volt .................................................................. 5

O

O&M

Operaciones & Mantenimiento ............................. 88

OA

Aceite & Aire ....................................................22, 23

P

Pa

Pascal ..................................................................... 73

PVA

Pequeño Volumen de Aceite ................................. 40

S

S.E.

Subestación ........................ 81, 82, 86, 88, 89, 91, 92

SF6

Hexafluoruro de Azufre . 1, 4, 5, 6, 7, 3, 8, 41, 42, 55,

56, 58, 59, 61, 62, 63, 64, 66, 67, 69, 71, 72, 73,

74, 75, 76, 79, 81, 82, 89, 91, 96, 105

V

V

Volts ......................................... 6, 15, 24, 31, 39, 105

124

Referencias

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Mediana y Alta Tensión” (2000). México. Editorial LIMUSA.

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http://www.laboraforum.com/files/19_Uwe_Schichler.pdf

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[Presentación de Power Point]. http://es.slideshare.net/sharique_64/gas-

insulated-substation-14315261

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