Notas Unidad 1 Subestaciones

ING. JOSE ALFONSO SANTANA CAMILO SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

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UNIDAD 1. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

1.1 Clasificación y arreglos de las subestaciones eléctricas.

Las subestaciones son instalaciones eléctricas de los sistemas de potencia en donde se modifican los

parámetros de tensión y corriente, sirven además de punto de interconexión para facilitar la

transmisión y distribución de la energía eléctrica. Pueden clasificarse de acuerdo a:

a) Función que desempeñan:

1. Elevadoras.- Son aquellas en donde se eleva la tensión suministrada por los generadores; en ellas

la fuente de energía alimenta el lado de baja tensión de los transformadores de potencia,

encontrándose la carga conectada al lado de alta tensión.

2. Reductoras.- Son aquellas en donde se reduce la tensión para subtransmitir a otras subestaciones

o alimentar redes de distribución; en ellas la fuente de energía alimenta el lado de alta tensión de los

transformadores de potencia, encontrándose conectada la carga al lado de baja tensión.

3. Switcheo (interconexión o de maniobra).- Son aquellas donde se realizan maniobras de

conmutación para poder modificar la estructura del sistema, para lograr con esto un régimen de

operación económico, confiable y seguro. Por las noches se desconectan líneas y transformadores y

por las mañanas se vuelven a conectar.

b) Forma de operar:

1. Intemperie.- Son las construidas para operar expuestas a las condiciones atmosféricas (lluvia,

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

2. Interior.- Son las construidas en el interior de edificios. No son aptas para funcionar expuestas a

condiciones atmosféricas, por su alto costo son utilizadas en lugares densamente poblados donde no

hay posibilidad de contar con extensiones grandes de terreno, o bien en lugares con alta

contaminación.


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c) Por el arreglo de los buses:

1. Barra sencilla.- Son subestaciones que constan solamente de una barra para cada tensión, por lo

que no ofrecen mayor grado de flexibilidad, ya que una falla en barras produce la salida total, por lo

que se procura que tengan la capacidad de poder ser seccionadas a través de cuchillas. El

mantenimiento en ellas se dificulta al no poder transferir el equipo, su utilización es principalmente en

subestaciones de uso rural.

2. Barra principal y de transferencia.- Son subestaciones cuyo arreglo resulta más flexible ya que

cuenta con interruptor de transferencia, por lo que para darles mantenimiento no se requiere

interrumpir el servicio, aquí la barra principal es la única permanentemente energizada y sólo al librar

algún interruptor se energiza la barra de transferencia, como se muestra en la figura 2.1. Por contar

con mayor cantidad de equipo está más expuesta a sufrir fallas, incrementándose también su costo y

ocupando una mayor extensión de terreno. También al ocurrir una falla en cualquiera de las barras se

produce la salida total.

Figura 1.1.- Diagrama unifilar de un arreglo de barra principal y de transferencia.


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3. Arreglo de interruptor y medio.- Este arreglo ofrece facilidad de mantenimiento, flexibilidad y

confiabilidad, ya que al perderse una barra no se deja de alimentar la totalidad de la carga ni se

pierden las fuentes de energía. Toma su nombre del hecho de compartir un mismo interruptor

exclusivo. Estas subestaciones tienen dos barras principales energizadas permanentemente, siendo

más complejos los arreglos de protección, control y medición. Requieren mayor cantidad de equipo.

4. Arreglo de doble barra con un interruptor y barra de transferencia.- Este arreglo utiliza la

flexibilidad de conexión a través de cuchillas a la barra de preferencia (B), además de contar

generalmente con interruptor de amarre de barras, como se muestra en la figura 2.2. Adicionalmente

se cuenta con otra barra para transferir el circuito que requiera de mantenimiento. Normalmente en

esta aplicación se cuenta con circuitos dobles a los mismos destinos, lo que permite distribuir la

energía en cada barra.

Figura 1.2.- Diagrama unifilar de un arreglo de doble barra con interruptor y de transferencia.

5. Barra en anillo.- Este arreglo constituye una variante del de barra sencilla, dándole mayor

flexibilidad al alimentarse los circuitos por dos caminos, ofreciendo la posibilidad de dar mantenimiento

al equipo sin tener que dejar de proporcionar el fluido eléctrico. Una desventaja que ofrece, que sin

embargo puede ser superada, es que al tenerse que abrir el anillo por condiciones de mantenimiento o

falla puede incrementarse la corriente que fluye por el resto de los interruptores conectados.


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6. Arreglo de doble barra con dos interruptores.- Sin duda este arreglo resulta la mejor opción en

cuanto a flexibilidad y confiabilidad se refiere, utilizándose en aquellos casos en donde la continuidad

del servicio es muy importante, tanto en condiciones de falla como en mantenimiento. Su nombre se

refiere a que cada circuito cuenta con dos interruptores exclusivos permanentemente energizados y

conectados a barras distintas, como se muestra en la figura 2.3. En estos arreglos se tiene duplicidad

de equipo, por lo tanto, no requieren barra, ni equipo de transferencia.

Figura 1.3.- Diagrama unifilar de un arreglo de doble barra con dos interruptores.

En C.F.E. y C.L. y F. las subestaciones eléctricas se clasifican en subestaciones de transmisión y

distribución; las primeras son de mayor potencia y suministran energía a las subestaciones de

distribución, estas últimas son de menor potencia y distribuyen la energía eléctrica a los centros de

consumo, como se ilustra en el anexo A4.


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1.2 Componentes principales de una subestación eléctrica.

Siempre es conveniente tener una idea de cuales son los principales componentes que constituyen

una subestación eléctrica así como la función que desempeñan dentro de los sistemas con el objeto

de analizar con mayor propiedad las características más importantes para una aplicación específica:

Figura 1.4.- Representación física de una subestación.

Las principales componentes de una subestación eléctrica, son:

a) Equipo primario:

1. Transformadores de potencia y de instrumento: de corriente (TC) y de potencial (TP).

2. Interruptor de potencia.

3. Apartarrayos.

4. Cuchillas desconectadoras.

5. Barras o buses.

6. Red de tierras.


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b) Protecciones:

1. Bancos de baterías y cargadores.

2. Relevadores o esquemas de protección y de medición.

3. Tablero de protección, control y medición.

4. Equipo de medición.

5. Registradores y cuadros de alarma.

6. Registradores de falla.

7. Cables de control.

8. Tablillas y conexiones.

c) Comunicaciones y control:

1. Radios fijos de voz y datos.

2. Teléfonos.

3. Torres de comunicación

4. Bancos de baterías y cargadores.

5. Multiplexores.

6. Localizadores.

7. Unidades Terminales Remotas (UTR).

8. Servidores de comunicación.

9. Gabinetes de interposición o interfase.

d) Predio:

1. Ductos, registros, trincheras y fosas.

2. Caseta de control.

3. Alumbrado.

4. Estructuras y herrajes.

5. Barda o cerca perimetral.

En algunas subestaciones eléctricas además se instalan reactores, capacitores o controladores

electrónicos de voltaje. En la misma forma algunas subestaciones eléctricas no tienen

transformadores de potencia.


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1.3 Equipo primario de una subestación eléctrica.

Se considera equipo primario por lo vital e importantes que son estos equipos para la subestación, ya

que cuyo paro o demérito en su calidad de funcionamiento, ponen en peligro la vida de las personas y

la interrupción del servicio eléctrico.

2.3.1 Transformadores.

El transformador es una máquina estática electromagnética, diseñada para la transferencia de energía

de un circuito primario de corriente alterna, a un circuito secundario con la misma frecuencia,

cambiando algunos parámetros como corrientes, tensiones, defasamiento, etc. No existe unión

eléctrica entre el devanado primario y secundario, sólo enlace magnético. En la figura 1.5 se ilustra un

transformador de alta potencia y alta tensión.

Figura 1.5.- Vista de un transformador de alta potencia y alta tensión.


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1.3.1.1 Clasificación de transformadores.

No existe una clasificación de transformadores que tenga aceptación universal, sin embargo se

pueden mencionar las siguientes:

a) Por la forma de su núcleo.

1. Tipo columnas.

2. Tipo acorazado.

3. Tipo envolvente.

4. Tipo radial.

b) Por el número de fases.

1. Monofásico.

2. Trifásico.

c) Por el número de devanados.

1. Dos devanados.

2. Tres devanados.

d) Por el medio refrigerante.

1. Aire.

2. Aceite.

3. Líquido inerte.

e) Por el tipo de enfriamiento.

1. Enfriamiento OA.

2. Enfriamiento OW

3. Enfriamiento OA/FA

4. Enfriamiento FOA

5. Enfriamiento OA/FOA/FOA

6. Enfriamiento OA/FA/FOA

7. Enfriamiento FOW

8. Enfriamiento AA

9. Enfriamiento AA/FA


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OA. Transformadores sumergidos en aceite con enfriamiento natural.

OW. Transformadores sumergidos en aceite con enfriamiento por agua.

FA. Enfriamiento por aire forzado.

FOA. Transformadores sumergidos en aceite con enfriamiento de aceite forzado y aire forzado.

FOW. Transformadores sumergidos en aceite con enfriamiento de aceite forzado y con enfriadores de

agua forzada.

AA. Transformadores tipo seco con enfriamiento natural.

f) Por la regulación.

1. Regulación fija.

2. Regulación variable con carga.

3. Regulación variable sin carga.

g) Por la operación.

1. Transformadores de potencia.- Los diferentes requerimientos de generación, transmisión y

utilización de la tensión y la corriente, necesitan una componente capaz de cambiar (transformar)

tensión y corriente para altos niveles de potencia, que sea confiable y eficiente. Esta componente de

las subestaciones son los transformadores de potencia.

2. Transformadores de distribución.- Son del dominio común ya que éstos son los que más se

utilizan para satisfacer las necesidades de todos los usuarios, son montados en postes o en

plataformas para la distribución de líneas en poste. Sus capacidades pueden ser de 10 kVA hasta

750 kVA.

3. Transformadores de instrumentos.- Los esquemas de protección y medición son accionados por

corriente y tensión suministradas por los transformadores de instrumento (corriente y potencial). Estos

transformadores proporcionan aislamiento a los equipos de protección y medición, alimentándose con

magnitudes proporcionales a aquellas que circulan en el circuito de potencia, pero lo suficientemente

reducidas en magnitud para que estos equipos de protección y medición sean fabricados pequeños y

no costosos.

i) De potencial.- Su propósito es proporcionar una imagen proporcional en magnitud con el mismo

ángulo de tensión existente en el circuito de potencia conectado. Hay básicamente dos tipos:

transformador de potencial inductivo y dispositivo de potencial capacitivo.


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ii) De corriente.- Su propósito es proporcionar una imagen proporcional de la corriente que circula en

el circuito de potencia. Esta señal de corriente es requerida para: Medición de corriente y energía,

alimentación a sistemas de protección y sistemas de control y registradores. Hay básicamente dos

tipos en uso, los llamados tipo boquilla o bushing y los tipo pedestal.

1.3.1.2 Conexión de transformadores.

En el caso de los monofásicos, se pueden conectar tres de ellos para formar un banco de

transformación trifásico. La decisión de utilizar transformadores trifásicos o monofásicos, se determina

en función del grado de confiabilidad, de flexibilidad y del espacio disponible. El uso de

transformadores monofásicos permite tener mayor flexibilidad, ya que en caso de falla en alguno de

los transformadores la reparación implica sólo su sustitución, para lo cual puede existir otro como

reserva. Sin embargo, los bancos de transformación monofásicos requieren contar con mayor espacio

y más equipo, resultando más costosos.

Hay solamente dos conexiones simétricas y balanceadas posibles en transformadores trifásicos:

conexión estrella y conexión delta.

a) Conexión Estrella-Estrella ( - ).- Esta conexión se emplea en tensiones muy elevadas, ya que

se disminuye la cantidad de aislamiento. Tiene la desventaja de no presentar oposición a las

armónicas impares; en cambio puede conectarse a hilos de retorno.

b) Conexión Delta-Delta ( - ).- Esta conexión se emplea normalmente en lugares donde existen

tensiones relativamente bajas; en sistemas de distribución se utiliza para alimentar cargas trifásicas a

tres hilos. Presenta la desventaja de no tener hilo de retorno, en cambio tiene la ventaja de poder

conectar los devanados primario y secundario sin defasamiento.

c) Conexión Delta-Estrella ( - ).- Esta conexión se emplea en aquellos sistemas de transmisión en

que es necesario elevar voltajes de generación. En sistemas de distribución es conveniente su uso

debido a que se pueden tener dos voltajes diferentes (entre fase y neutro).

d) Conexión Estrella-Delta ( - ).- Se utiliza esta conexión en los sistemas de transmisión de las

subestaciones receptoras cuya función es reducir voltajes. En sistemas de distribución es poco usual;

se emplea en algunas ocasiones para distribución rural a 20 kV.

e) Conexión Delta abierta-Delta abierta ( - ).- Esta puede considerarse como una conexión de

emergencia en transformadores trifásicos, ya que si en un transformador se quema o sufre una avería

en cualquiera de sus fases, se puede seguir alimentando carga triásica operando el transformador a

dos fases, sólo que su capacidad disminuye a un 58.8% aproximadamente. Se emplean en sistemas

de baja capacidad y usualmente operan como autotransformadores.


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1.3.1.3 Operación de transformadores en paralelo.

Se entiende que tienen operación en paralelo aquellos transformadores cuyos primarios están

conectados a una misma fuente y los secundarios a una misma carga.

a) Razones para la operación de transformadores en paralelo.

1. Cuando las capacidades de generación son muy elevadas y demandan un transformador

demasiado grande.

2. Para lograr un incremento en la capacidad de una instalación, frecuentemente se presenta el

aumento de carga, por lo que es necesario aumentar esa capacidad. En vez de comprar un

transformador más grande, se instala en paralelo con el que ya existe, otro de capacidad igual a la

nueva demanda; esto resulta económicamente más conveniente.

3. Para dar flexibilidad de operación y mantenimiento a un sistema.

b) Requisitos para la operación de transformadores en paralelo.

1. Igual relación de transformación, voltajes iguales en el lado primario y secundario.

2. Desplazamiento angular igual a cero.

3. Variación de las impedancias con respecto a las capacidades de los transformadores, en forma

inversa.

4. Las relaciones de resistencias y reactancias deben ser equivalentes.

1.3.1.4 Autotransformador.

Un autotransformador es un dispositivo eléctrico estático que:

a) Transfiere energía de ciertas características de un circuito a otro con características diferentes, por

conducción eléctrica e inducción electromagnética.

b) Lo hace manteniendo la frecuencia constante.

c) Tiene un circuito magnético y, a diferencia del transformador, sus circuitos eléctricos están unidos

entre sí.


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1.3.2 Interruptores de potencia.

Los interruptores de potencia son usados para interrumpir el flujo de la corriente y desconectar algún

elemento del sistema eléctrico. Puede interrumpir corriente de carga normales o debidas a fallas

eléctricas. Su maniobra de mando no se efectúa en el sitio donde se encuentra el interruptor, sino

desde la sala de control de la subestación. Pueden ser de gran volumen de aceite, aire a presión y en

hexafluoruro de azufre (SF6). En la figura 1.6 se muestran algunos tipos de interruptores.

Figura 1.6.- Algunos tipos de interruptores.

1.3.3 Apartarrayos.

Los apartarrayos son aparatos automáticos conectados entre la fase y tierra, destinados a proteger las

instalaciones contra las sobretensiones de origen atmosférico o producidas por maniobras. Deben ser

instalados en la proximidad de los equipos o instalaciones a proteger. Cuando operan, conducen a

tierra las ondas de sobretensión. En la figura 1.7 se muestran apartarrayos de una y varias secciones.

Figura 2.7.- Apartarrayos de una y varias secciones.


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1.3.4 Cuchillas desconectadoras.

Las cuchillas desconectadoras son dispositivos cuya función es quitar el potencial de los elementos de

la red eléctrica previamente desconectados, su operación en alta tensión es sin carga y en ningún

caso pueden desconectar corrientes de corto circuito. En muchas instalaciones modernas su

accionamiento se efectúa a distancia a través de motores, las hay también de accionamiento manual

en grupo o individual con ayuda de pértigas. Los tipos de cuchillas más empleadas son: pantógrafo,

semipantógrafo, doble apertura horizontal, apertura vertical y apertura horizontal sencilla. En la

figura 1.8 se muestran algunos tipos de cuchillas desconectadoras.

Figura 1.8.- Algunos tipos de cuchillas desconectadoras.

1.3.4.1 Cuchillas de puesta a tierra.

Este tipo de cuchillas es utilizado en las líneas de transmisión. Su función es aterrizar la línea cuando

es abierta para efectuar algún trabajo de mantenimiento en muerto. Su operación es siempre manual y

cuenta con bloques mecánicos para no poder cerrarlas en caso de que las cuchillas desconectadoras

del lado de la línea se encuentren cerradas.

1.3.5 Barras colectoras.

La barra colectora es el elemento físico en donde se interconectan las líneas de transmisión,

generadores, transformadores de potencia, etc. para distribuir la energía eléctrica. Las barras pueden

ser huecas o sólidas, en alta tensión se acostumbra utilizar barras del mismo material que el

conductor de las líneas de transmisión, en baja tensión se acostumbra que éstas sean de tubo de

cobre o aluminio hueco.


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1.3.6 Aislamientos para las subestaciones eléctricas.

La red de tierras, las boquillas y los aceites aislantes, juegan un papel importante dentro del correcto

funcionamiento de una subestación eléctrica, ya que el deterioro de éstos puede ocasionar severos

daños a los equipos que integran la subestación.

1.3.6.1 Red de tierras

Los sistemas de tierras como elementos de una subestación, deben inspeccionarse y recibir

mantenimiento. El objetivo de una conexión a tierra es facilitar el paso de corriente del sistema de

potencia a tierra en caso de falla; la oposición que se presenta a la circulación de esta corriente se

llama resistencia de tierra.

Las características de una conexión a tierra, varían con la composición y el estado físico del terreno,

así como de la extensión y configuración de la malla de tierras. El terreno puede estar formado por

combinaciones de materiales naturales de diferente resistividad, puede ser homogéneo y en algunos

casos estar formado por granito, arena o roca; materiales de alta resistividad.

Consecuentemente, las características de una conexión a tierra (resistencia óhmica), varían con las

estaciones del año, y se producen por cambios en la temperatura, contenido de humedad y

composición del terreno.

La construcción de redes de tierra tiene por objeto reducir la resistencia de tierra; la cual está formada

por un conjunto de conductores enterrados a una profundidad de 30 a 50 centímetros, espaciados en

forma uniforme y conectados a varillas (electrodos) de 3 metros de longitud.

Las funciones de la red de tierras son las siguientes:

a) Conducir o drenar a tierra las corrientes producidas por sobretensiones.

b) Evitar sobrevoltajes peligrosos que pongan en riesgo la seguridad del personal.

c) Brindar una referencia de potencial “cero” durante la operación del sistema eléctrico, como lo hace

para las conexiones de los neutros de equipos eléctricos conformados por devanados, evitando

sobrevoltajes que pudieran resultar peligrosos para los mismos y para el personal.

d) Conexiones a tierras que se realicen temporalmente durante maniobras o mantenimiento de la

instalación.


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1.3.6.2 Boquillas.

Para una adecuada operación y mantenimiento, es necesario que el usuario esté familiarizado con la

función, diseño y construcción de las boquillas, así mismo conocer todas las pruebas eléctricas de

aislamiento.

Una boquilla es un dispositivo que proporciona un aislamiento entre un conductor energizado para

pasar una pared aterrizada.

Las boquillas tipo condensador/capacitor, cuentan con un condensador o capacitor que esta devanado

a lo largo de la boquilla, en el espacio interno que queda entre porcelana y conductor, equipado con

un TAP en derivación para pruebas de aislamiento al cual se puede conectar también carga limitada

(señales de voltaje) mediante un dispositivo compensador. El objeto principal del capacitor es

controlar la distribución del campo eléctrico tanto interno como externo de la boquilla.

La función principal de una boquilla es proporcionar un aislamiento adecuado para un conductor

energizado que se pasa a través de una pared a diferente potencial siendo el caso más común que

este potencial sea cero (tierra). Básicamente cualquier boquilla es un conductor central envuelto por

una estructura de porcelana, que contiene aceite, askarel o compound.

De acuerdo a su construcción se pueden clasificar en los siguientes tipos:

a) Solidas.

b) Papel impregnado en aceite o askarel.

c) Papel impregnado de resina.

d) Llenas de aceite.

e) Sumergidas en aceite.

f) Llenas de compound

g) Compuestas (papel, aceite, resina, etc.).

h) Con gas (SF6).

1.3.6.3 Aceites aislantes

Existen fundamentalmente dos tipos de aceites aislantes, los derivados del petróleo y los aceites

artificialmente clorados.


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A los aceites artificiales comúnmente se les llama askareles y son compuestos sintéticos no flamables,

los cuales una vez descompuestos por arqueo eléctrico, solamente producen mezclas gaseosas no

flamables. Por lo mismo son muy estables y difíciles de destruir, son contaminantes del ambiente y

tóxicos; ocasionando por contacto o inhalación de gases producidos, acné, problemas intestinales,

además ictericia, afección al hígado y riñones, etc. Los más comunes son el tricloro difenil, pentacloro

difenil y triclorobenceno.

En cuanto a los aceites derivados del petróleo, básicamente son dos, los de base nafténica, que

normalmente son los de importación y proporcionan un aceite con características ideales, con su bajo

punto de congelación es ideal usarlos en lugares en donde la baja temperatura es un factor importante

para la operación de un equipo eléctrico; el otro tipo es el parafínico, que es la característica del aceite

nacional.

Los aceites aislantes que se utilizan en transformadores e interruptores de gran volumen de aceite,

cumplen varias funciones importantes. Con respecto a los transformadores, el aceite forma parte del

sistema de aislamiento y por otro lado actúa como agente enfriador, transportando el calor del núcleo

y bobinas a la zona de disipación final. Por lo que respecta a los interruptores además de ser parte del

sistema de aislamiento, su principal función es la de extinguir el arco durante la apertura de sus

contactos.

Las causas mas comunes del deterioro del aceite en los transformadores son entre otras, la

contaminación por la humedad y la formación de ácidos, y los causados por la oxidación. La humedad,

baja notablemente el poder aislante del aceite , tanto que los ácidos orgánicos son conductores en sí y

ayudan a retener el agua.

El proceso del deterioro del aceite en interruptores de gran volumen de aceite es algo diferente al de

los transformadores. Cuando hay una apertura del interruptor con carga, se forma un arco a través del

aceite, si éste contiene oxígeno, primeramente se formará agua y bióxido de carbono. Cuando el

suministro de oxígeno se agota, comienza a formarse hidrógeno y partículas de carbón. El hidrógeno

se disipa como gas, en tanto que la presencia de partículas de carbón

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