PROBLEMAS RELACIONADOS CON EL FUNCIONAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES

LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS

Se da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que sirven para alimentar el servicio eléctrico de alta tensión a un local con una demanda grande de energía para obtener luz, fuerza, calefacción, y otros servicios

Las subestaciones eléctricas no obstante su elevado costo son convenientes al usuario debido a que las cuotas de consumo, medidas en alta tensión son mucho mas económicas que cuando los servicios son suministrados por la empresa en baja tensión, por lo cual, el gato inicial se compensa en poco tiempo quedando un ahorro permanente al propietario

Actualmente las subestaciones de tipo abierto para interiores han pasado a la historia los materiales modernos que hemos visto permiten la construcción de subestaciones unitarias o también llamadas compactas dentro de las cuales se disponen los aparatos y accesorios que señalan las normas de reglamento de obras e instalaciones eléctricas que son como sigue.

La subestación unitaria consta de un gabinete de medidas normalizadas fabricado de lamina rolada de frió protegida con pintura anticorrosiva en capa gruesa y tres manos de pintura auto motiva para alojar lo siguiente:

SECCION A.

Destinada al equipo de medición de la empresa que suministra el servicio el cual es alojado con las líneas alimentadoras.

SECCION B.

En esta sección se alojan las cuchilla de prueba que servirán para que la secretaria de economía nacional por conducto de su departamento de normas en casos necesarios verifique pruebas sin necesidad de desconectar el servicio, consistiendo en nueve cuchillas divididas en tres grupos

SECCION C.

Es para alojar el interruptor, seccionar y apartarrayos auto valvular, conteniendo a la vez una celda de acoplamiento para el o los transformadores.

SECCION D.

Transformador de distribución de potencia que en algunos casos pueden ser varios

SECCION E.

La celda para acoplar los gabinetes de baja tensión

Con objeto de prever fallas ocasionales y que la industria quede sin servicio en su totalidad, es necesario proveer la instalación de dos o tres o cuatro transformadores en la subestación, los que pueden ser monofásicos o trifásicos y con capacidades diferentes como los casos que vamos a tratar:

Caso 1.- Instalación de dos transformadores de la misma capacidad preparados para el caso de que uno quede fuera de servicio.

Caso 2.- Suponiendo carga de 2000 Kva; dos transformadores de 1000 Kva, en caso de falla de uno, quedará el servicio al 50 %.

Caso 3.- Suponiendo carga de 2000 Kva; pueden instalarse 3 transformadores monofásicos de 670 Kva, en caso de falla de uno, los restantes se conectan con delta abierto y suministran los dos restantes 1340 Kva.

Caso 4.- Suponiendo 2000 Kva pueden instalarse cuatro transformadores monofásicos de 670 Kva dejando fuera uno para el caso de una falla, conectarlo y tener completo el servicio.

En muchas zonas del mundo las instalaciones locales o nacionales están conectadas formando una red. Esta red de conexiones permite que la electricidad generada en un área se comparta con otras zonas. Cada empresa aumenta su capacidad de reserva y comparte el riesgo de apagones.

Estas redes son enormes y complejos sistemas compuestos y operados por grupos diversos. Representan una ventaja económica pero aumentan el riesgo de un apagón generalizado, ya que si un pequeño cortocircuito se produce en una zona, por sobrecarga en las zonas cercanas puede transmitirse en cadena a todo el país.

Muchos hospitales, edificios públicos, centros comerciales y otras instalaciones que dependen de la energía eléctrica tienen sus propios generadores para eliminar el riesgo de apagones.

REGULACIÓN DEL VOLTAJE

Las largas líneas de transmisión presentan inductancia, capacitancia y resistencia al paso de la corriente eléctrica . El efecto de la inductancia y de la capacitancia de la línea es la variación de la tensión si varía la corriente, por lo que la tensión suministrada varía con la carga acoplada.

Se utilizan muchos tipos de dispositivos para regular esta variación no deseada. La regulación de la tensión se consigue con reguladores de la inducción y motores síncronos de tres fases, también llamados condensadores síncronos. Ambos varían los valores eficaces de la inductancia y la capacitancia en el circuito de transmisión. Ya que la inductancia y la capacitancia tienden a anularse entre sí, cuando la carga del circuito tiene mayor reactancia inductiva que capacitiva (lo que suele ocurrir en las grandes instalaciones) la potencia suministrada para una tensión y corriente determinadas es menor que si las dos son iguales.

La relación entre esas dos cantidades de potencia se llama factor de potencia. Como las pérdidas en las líneas de transmisión son proporcionales a la intensidad de corriente, se aumenta la capacitancia para que el factor de potencia tenga un valor lo más cercano posible a 1. Por esta razón se suelen instalar grandes condensadores en los sistemas de transmisión de electricidad.

PRECAUCIONES PARA EL CASO DE AVERIAS EN LAS SUBESTACIONES.

PRIMERO.

Como paso más importante, desconectar toda la carga de baja tensión. JAMAS DESCONECTE CUCHILLAS CON CARGA.

SEGUNDO.

Colóquese los guantes y tome la pértiga parándose en la tarima con el tapete de hule para retirar las cuchillas principales de alimentación.

TERCERO.

Revise los fusible y reponga el daño, pero antes de volver a conectar las cuchillas principales, indique si hay algún daño en los circuitos de baja tensión.

CUARTO.

Segur de que no hay defecto en a baja tensión antes de conectar la carga meta las cuchillas principales.

Cuando la subestación este dotada de interruptor automático proceda en la misma forma: desconecte el circuito de alimentación para poder revisar el interruptor en el caso de que se desconecte al conectarlo por segunda vez.

Es muy importante no olvidar suspender el servicio de la empresa antes de tocar cualquier parte activa del interruptor el cual puede haberse botado por alguna falla en los relevadores o por algún pequeño corto circuito en los circuitos de baja tensión.

Algunas instalaciones industriales tiene colocado dentro del local de la subestación el tablero con el interruptor de baja tensión pero es aconsejable para todos conceptos tener un local o lugar apropiado para tableros de control y principal, fuera de la subestación de servicio

CONCEPTOS TÉCNICOS APLICADOS AL DISEÑO DE SUBESTACIONES

COMPONENTES DEL SISTEMA.

En sistemas de energía eléctrica de CA grandes y modernos, el sistema de transmisión y distribución funciona para entregar a usuarios en los centros de carga, la energía eléctrica en masa proveniente de fuentes de generación. Las plantas de generación incluyen por lo general :

• Estaciones generadoras

• Transformadores elevadores

• Líneas de transmisión interconectadas

• Estaciones de conmutación

• Transformadores reductores

El sistema de distribución abarca

• líneas primarias de distribución

• bancos de transformadores de servicio

• líneas secundarias o redes,

todas ellas dan servicio a las áreas de carga.

OBJETIVO DEL DISEÑO

Como parte integrante del sistema de transmisión, la subestación o estación de conmutación funciona como:

• punto de conexión para líneas de transmisión,

• alimentadoras de subtransmisión

• Circuitos de generación y transformadores elevadores y reductores.

• El objetivo del diseño de la subestación

• Es proporcionar:

• Máxima confiabilidad.

• Flexibilidad.

• Continuidad de servicio.

• Satisfacer estos objetivos a los costos de inversión más bajos que satisfagan las necesidades del sistema.

NIVELES DE VOLTAJE.

Las necesidades del sistema comprenden la selección de niveles óptimos de voltaje, que dependen de las necesidades de carga y distancia de línea de transmisión implicadas. Muchas grandes plantas termoeléctricas y nucleares están ubicadas a grandes distancias de los centros de carga para aprovechar menor costo de los terrenos, abundancia de agua para enfriamiento, abastecimiento económico de combustible y consideraciones ambientales menos estrictas. Por estas razones, el uso de voltajes de transmisión de hasta 765kV se vuelve más comunes.

Las subestaciones utilizadas en los sistemas de distribución operan en clases de voltaje de 13.8 a 69 Kva. Las subestaciones de transmisión, que dan servicio a fuentes de energía eléctrica en masa, operan de 69 a 765kV. Las clases de voltaje utilizados en Estados Unidos para subestaciones grandes incluyen las de 69, 115, 138, 161, 230 y 287 Kva. (Considerando alto voltaje o clase HV), y 345, 500 y 765kV (consideradas “extra alto voltaje” o clase EHV.) En la actualidad se encuentran en etapa de planeación o construcción voltajes aun más altos, como son las de 1100 y 1500 Kva. Consideradas como “ultra alto voltaje” o clase UHV.

SISTEMAS CONVENCIONALES DE SEGURIDAD

Conexión a tierra de subestaciones.

La conexión a tierra de subestaciones es sumamente importante. Las funciones de conectar a tierra un sistema se enumeran a continuación:

Proporcionar la conexión a tierra para el neutro a tierra para transformadores, reactores y capacitores.

Constituyen la trayectoria de descarga a pararrayos de barra, protectores, espinterómetros y equipos similares.

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

Proporcionan un medio de descargar y desenergizar equipo para efectuar trabajos de conservación en el mismo.

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

Los requerimientos se seguridad de las subestaciones exigen la conexión a tierra de todas las partes metálicas de interruptores, estructuras, tanques de transformadores, calzadas metálicas, cercas, montajes de acero estructural de edificios, tableros de conmutación, secundarios de transformadores de medida, etc., de manera que una persona que toque el equipo o se encuentre cerca del mismo, no pueda recibir descarga peligrosa si un conductor de alto voltaje relampaguea o entra en contacto con cualquier parte del equipo arriba enumerado. En general, esta función se satisface si toda la armazón metálica con la que una persona pueda hacer contacto o que una persona pueda tocar al estar de pie en tierra, se encuentra de tal modo unida y conectada a tierra que no puedan hacer potenciales peligrosos. Esto significa que toda parte individual del equipo, toda columna estructural, etc., debe tener su propia conexión al emparrillado a tierra de la estación.

Una fuente muy útil de información con respecto a la conexión a tierra de subestaciones está contenida en la guía completa de la norma IEEE 80-1976, IEEE Guide for Safety in Substation Grounding, publicada en junio de 1976. Mucha de la siguiente información se basa en recomendaciones indicadas en la norma IEEE 80.

El sistema básico de tierra de subestaciones, utilizado en la mayor parte de las plantas eléctricas, toma la forma de una red de conductores enterrados horizontalmente. La razón por la que la red o emparrillado sean tan eficaces se atribuye a lo siguiente:

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

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

El primer paso en el diseño práctico de una rejilla o emparrillado consiste en examinar el plano de recorrido del equipo y estructuras. Un cable continuo debe rodear el perímetro de la rejilla para abarcar tantas tierras como sea práctico, evitar concentración de corriente y por lo tanto gradientes elevados en puntas de cables a tierra. Dentro de la rejilla, los cables deberán colocarse en líneas paralelas y a distancias razonablemente uniformes; cuando sea práctico, deben instalarse a lo largo de hileras de estructuras o equipo para facilitar las conexiones a tierra. El diseño preliminar debe ajustarse de manera que la longitud total del conductor enterrado, incluso empalmes y varillas, sea por lo menos igual a la longitud requerida para mantener las diferencias de potencial locales dentro de límites aceptables.

Un sistema típico de rejilla para una subestación puede tener alambre desnudo de cobre trenzado, núm 4/0, de 12 a 18 pulgadas abajo del nivel y separados en forma de rejilla entre 10 y 20 pies. (Sin embargo, muchas veces se utilizan otros calibres de conductores, profundidades y separaciones entre conductores en la red.) Los alambres 4/0 de cada unión deben estar unidos firmemente entre si, y también puede estar conectada una varilla enterrada de acero y recubierta de cobre, de 5/8 de pulgada de diámetro y alrededor de 8 pies de largo. En suelos cuya resistencia sea muy elevada, puede ser conveniente enterrar las varillas a mayor profundidad. (Se han enterrado varillas hasta de 100 pies de longitud.) Un sistema típico de rejilla suele extenderse en toda la playa de distribución y , a veces, incluso unos pocos pies fuera de la cerca que rodea al edificio y el equipo.

Para asegurarse que todos los potenciales a tierra alrededor de la estación sean iguales, los diversos cables o barras a tierra de la playa y del edificio de la subestación deben unirse mediante conexiones múltiples fuertes y conectarse todos a la tierra principal de la estación. Esto es necesario para que no haya diferencias apreciables de voltaje entre los extremos de cables tendidos entre la playa de distribución y el edificio de la subestación.

Algunas corrientes elevadas de tierra, como la que pueden circular en los neutros de transformadores durante fallas a tierra, no deben aparecer en conexiones a tierra (emparrillados o grupos de varillas) de zonas pequeñas, con objeto de reducir al mínimo los gradientes de potencial en la zona que rodea las conexiones a tierra. Dichas zonas deben tener alambres de grueso calibre, para que puedan manejar adecuadamente las más difíciles condiciones de magnitud y duración de corrientes de falla.

Por lo general se utilizan cables o tiras de lámina de cobre para conexiones a tierra de bastidores de equipos. Sin embargo, los tanques de transformadores se utilizan a veces como parte de la trayectoria a tierra de pararrayos que a aquellos se conecten. Análogamente, se pueden utilizar estructuras de acero como parte de la trayectoria a tierra si se puede establecer que la conductividad, incluso la de cualquiera de las juntas, es y puede mantenerse como equivalente a la del conductor de cobre que de otra forma se requeriría. Estudios realizados por algunas compañias de electricidad han llevado a que, en forma satisfactoria, se utilicen estructuras de acero como parte de la trayectoria al emparrillado a tierra desde alambres aéreos, pararrayos, etc. Cuando se siga esta práctica, cualquier película de pintura que pudiera introducirse en las juntas y producir alta resistencia se debe eliminar y aplicarse entonces un compuesto apropiado u otro medio efectivo en la junta para evitar el subsecuente deterioro de la junta por oxidación.

Las conexiones entre los diversos alambres a tierra y la rejilla de cables y conexiones dentro de la rejilla se cables suelen hacerse con abrazaderas, y soldadura eléctrica.

Protección con relevadores.

La subestación emplea muchos sistemas de protección con relevadores para proteger el equipo asociado con la estación, los más importantes son:

a. Líneas de trasmisión que emanan de la estación.

b. Trasformadores elevados y reductores.

c. Barras de estación.

d. Falla del interruptor automático.

e. Reactores en paralelo.

f. Capacitores en paralelo y en serie.

Las subestaciones que prestan servicio en sistemas de transmisión de electricidad en circuitos clase HV, EHV Y UHV deben contar con un alto orden de confiabilidad y seguridad, para continuidad del servicio al sistema eléctrico. Se está dando cada vez más importancia a sistemas altamente perfeccionados de protección con relevadores, que deben funcionar de modo confiable a altas velocidades para normalizar fallas en líneas y estaciones, con máxima seguridad y sin desconexiones falsas.

En la actualidad, en muchos sistemas clase EHV y UHV utilizan dos juegos de conjunto de relevadores electromecánicos para protección de línea de trasmisión, con un conjunto completamente separado de relevadores de estados sólido, redundante, para contar con un segundo paquete de relevadores de protección. El uso de dos conjuntos de relevadores que operen desde transformadores separados de potencial y corriente, y desde baterías separadas de la estación, permite la prueba de relevadores sin que haya la necesidad de retirar el servicio de línea o barra protegidas. Para aplicaciones más difíciles de protecciones con relevadores , como es el caso de líneas clase EHV que utilicen capacitores en la línea, algunas compañías utilizan dos conjuntos de relevadores de estado sólido para formar los sistemas de protección.

Las terminales de relevo de líneas de trasmisión están ubicadas en la subestación, y comprenden muchos tipos diferentes de esquemas de reveladores a saber:

Sub alcance directo

Sub alcance permisible

Sobre alcance permisible

Comparación direccional

Comparación de fase

Alambre piloto.

Estos esquemas comprenden sistemas piloto de protección con relevadores, aplicables para la protección de líneas de trasmisión para grandes corrientes.

Relevadores de falla de subalcance directo.

Estos relevadores de cada terminal de la línea protegida captan una corriente de falla que entra en la línea. Sus zonas de operación deben traslaparse pero no sobrealcanzar ninguna de las terminales remotas. La operación de los relevadores de cualquier terminal inicia tanto la temperatura del interruptor automático local como la trasmisión de una señal remota y continua de desconexión con objeto de efectuar la operación instantánea de todos los interruptores automáticos remotos.

Relevadores de subalcance permisible.

La operación y equipo para este subsistema son los mismos que los del sistema de subalcance directo con la excepción de que cuentan además con unidades detectores de falla en cada terminal los detectores de falla deben sóbrealcanzar todas las terminales remotas; se utilizan para proporcionar más seguridad para supervisar una desconexión remota.

Relevadores de sobrealcance permisible.

Los relevadores de falla de cada terminal de la línea protegida captan la circulación de falla en la línea con sus zonas de operación que sobrealcazan todas las terminales remotas se quiere que tanto la operación de los relevadores de falla local como la señal de transferencia de desconexión de todas las terminales remotas abran cualquier interruptor automático.

Relevadores de comparación direccional.

La señal de canal en estos sistemas se utiliza para bloquear la desconexión en contraste a su uso para iniciar la desconexión en los tres sistemas previos. Los relevadores de falla de cada terminal de la sección de línea protegida captan la corriente de falla en la línea. Sus zonas de operación deben de alcanzar todas las terminales remotas. Se quiere unidades detectoras de falla adicionales en cada terminal para iniciar la señal de bloqueo de canal. Sus zonas de operación deben de extenderse más lejos o deben ser ajustadas en forma más sensible que los relevadores de falla de las terminales lejanas.

Relevadores de comparación de fase.

Las corrientes trifásicas de cada extremo de la línea protegida se convierten en un voltaje monofásico proporcional. Los ángulos de fase de los voltajes se comparan si se permiten con el semiciclo positivo del voltaje trasmitan un bloque de señal de media onda sobre el canal piloto. Para fallas externas estos bloques están fuera de fase de modo que en forma alternada, la señal local y luego remota produzca en esencia una señal continua para bloquear o evitar la desconexión.

Protección de barra de estación.

La protección de barra de estación merece atención muy cuidadosa dado que las fallas de barra son, como una norma, las más serias que ocurran en un sistema eléctrico. A menos que sea debidamente aislada, una falla de barra puede dar como resultado la suspensión completa del servicio de una estación. Se utilizan muchos métodos para proteger las barras de estación entre los cuales está el uso de relevadores de sobrecorriente, protección de respaldo por relevadores de zonas adyacentes de protección, esquemas de comparación direccional, etc.

A causa de la elevada magnitud de las corrientes que se producen durante fallas de barra los transformadores de corriente pueden saturarse y ocasionar desconexión falsa durante las fallas externas. La posibilidad de saturación de ca y cd durante las fallas obliga a que los transformadores de corriente, utilizados para la protección diferencial de barra, sean precisos y de la mejor calidad posible. También los transformadores de corriente deben acoplarse para tener relaciones y características similares.

Los relevadores de barra de estado sólido desarrollados en Europa se han diseñado para funcionar correctamente incluso con el empleo de transformadores de corriente de regular calidad y relaciones diferentes. Sin embargo, se considera buena práctica para utilizar los mejores transformadores de corriente que sea posible en los relevadores diferenciales de barra.

Protección de transformadores.

Los transformadores pueden estar sujetos a cortocircuitos entre alguna de sus fases y tierra, circuitos abiertos, cortocircuitos ente vuelta y vuelta y sobrecalentamiento. Los cortocircuitos entre fases son raros y pocas veces se originan como tales inicialmente, dado que los devanados de las fases por lo general están bien separados en un transformador trifásico. Las fallas suelen comenzar como fallas entre vueltas y muchas veces crecen hasta convertirse en fallas a tierra.

Es muy conveniente aislar transformadores con fallas en sus devanados tan rápidamente como sea posible, para reducir la posibilidad de incendios, con la destrucción del encargado en consecuente cambio de repuestos. La protección diferencial es el tipo preferido de protección, a transformadores debido a su sencillez, sensibilidad, selectividad y rapidez de operación. Si las razones del transformador de corriente no están perfectamente acopladas, tomando en cuentas las razones de voltaje del transformador, se requieren autotransformadores o transformadores auxiliares de corriente en los circuitos secundarios del transformador de corriente para acoplar debidamente las unidades, de modo que no circule la corriente apreciable en la bobina de operación del relevador excepto para condiciones de falla interna.

Al aplicar protección diferencial a transformadores, por lo general se requiere un poco menos de sensibilidad en los relevadores en comparación con los relevadores de generadores, puesto que deben permanecer sin operar para los cambios máximos de derivación del transformador que pudieran utilizarse. También es necesario tomar en cuenta la corriente de entrada de excitación del transformador, que pudiera circular en un solo circuito cuando el transformador se energice al cerrar uno de sus interruptores automáticos. Como regla la operación incorrecta del relevador puede evitarse si se imponen un corto tiempo de retardo para esta condición.

Los transformadores de cambio de derivación de carga de voltaje (LTC) pueden ser protegidos por relevadores diferenciales; en esta caso también se cumplen los mismos principios de aplicar protección diferencial a otros transformadores. Es importante seleccionar cuidadosamente el relevador diferencial, de manera que el desequilibrio en los circuitos secundarios del transformador de corriente en ningún caso sea suficiente para operar el relevador bajo condiciones normales. Se sugiere que los transformadores de corriente estén acoplados en el punto medio de la escala de cambio de derivación. El error del transformador de corriente será entonces mínimo para la posición máxima de derivación en cualquier dirección.

Deben escogerse transformadores de corriente que darán una corriente de secundario alrededor de 5 A a plena carga en el transformador. Esto no será posible en todos los casos, en especial para transformadores que tengan tres o más devanados, dado que la capacidad nominal de KVA puede variar ampliamente y no ser proporcional a las capacidades nominales de voltaje.

Deben aplicarse protección de sobrecorriente como protección primaria cuando no se pueda justificar un esquema diferencial o como protección de respaldo si se uso una diferencial. Muchas veces se puede obtener protección con relevadores más rápido para circulación desde una dirección, mediante el uso relevadores direcciones de energía eléctrica.

La protección de sobrecalentamiento de transformadores, en ocasiones, tiene la finalidad de dar indicación de sobretemperatura pero raras veces para hacer una desconexión en forma automática. Los relevadores de sobrecarga del tipo de replica pueden conectarse en circuitos de transformadores de corriente, para detectar la sobrecarga de la unidad.

Otros operan a la temperatura máxima del aceite e incluso otros operan a la temperatura máxima del aceite complementada con calor proveniente de un resistor adyacente conectado a un transformador de corriente en el circuito. En el sensor recientemente desarrollado, que utiliza un dispositivo de vidrio sensible a los cambios de temperatura, se utiliza técnicas de fibras ópticas para medir la temperatura de lugares calientes en los devanados.

Protección del interruptor automático.

En años recientes se ha puesto gran atención a la necesidad de contar con protección de respaldo en el caso de falla de un interruptor automático, para normalizar una falla que siga a la recepción de una orden de desconexión proveniente de los relevadores de protección. Para cualquier falla los relevadores de protección operan para desconectar los interruptores automáticos necesarios. Además, a estos mismos relevadores de protección, junto con los relevadores detectores de falla del interruptor automático, energizarán un temporizador para iniciar el esquema de respaldo de falla de interruptor automático. Si cualquier interruptor automático no normalizara la falla, los relevadores de protección permanecerán levantados, lo que permite que los temporizadores lleguen al final del intervalo de retardo y desconecten los otros interruptores automáticos para normalizar la falla.

Una falla de interruptor automático puede ser ocasionado por pérdida de alimentación de cd de desconexión, fusibles de desconexión quemados, falla de la bobina de desconexión, falla de los eslabones de desconexión del interruptor automático o falla del mecanismo del interruptor de corriente automático. Los dos tipos básicos de fallas son: 1) mecánica 2) eléctrica del interruptor automático para normalizar la falla.

La falla mecánica ocurre cuando el interruptor automático no mueve la siguiente recepción de una orden de desconexión, como resultado de la pérdida de alimentación de CD de desconexión, la falla de la bobina de desconexión o falla del eslabón de desconexión.

La falla eléctrica ocurre cuando el interruptor automático se mueve en un intento por despejar una falla al recibir la orden de desconexión pero no corta la corriente de falla ocasionada por la operación defectuosa del interruptor de corriente en si.

Para normalizar fallas por estos dos tipos de falla del interruptor automático, se pueden utilizar dos esquemas diferentes de protección. Los esquemas más convencionales de falla del interruptor automático consisten en utilizar detectores instantáneos de falla operados por corriente, mismos que se elevan para iniciar un temporizador cuando operen los relevadores de falla. Si no opera un interruptor automático para normalizar la falla, el interruptor llega al final del retardo y desconecta los interruptores automáticos necesarios para normalizar la falla. Sin embargo, si opera correctamente el interruptor automático para normalizar la falla, debe darse tiempo suficiente en el ajuste del temporizador para garantizar el restablecimiento del relevador detector de falla. Los tiempos totales de normalización de estación de tipo EHV que utilicen este esquema son muy rápidos, y por lo general tardan de 10 a 12 ciclos a partir del momento de la falla hasta que esta quede normalizada.

Para aquellas fallas en donde ocurra una falla mecánica de los interruptores automáticos, se encuentra en uso un esquema aún más rápido. Este esquema depende del interruptor auxiliar del interruptor automático (por lo general un contacto de tipo abierto, de 52 A) para iniciar un temporizador rápido. El interruptor auxiliar esta especialmente ubicado para operar desde eslabones de desconexión automático, para captar el movimiento real del mecanismo del interruptor automático. Si la falla de este último es mecánica, el temporizador de falla del interruptor automático se acciona a través del interruptor auxiliar cuando operen los relevadores de protección. La ventaja del uso del interruptor auxiliar es el tiempo de restablecimiento extremadamente rápido del temporizador de falla del interruptor automático, que puede alcanzarse cuando el interruptor automático opera correctamente. Los esquemas en uso con el circuito rápido de falla del interruptor automático pueden lograr tiempo totales de normalización de 7.5 ciclos cuando ocurra una falla del interruptor automático.

CONSIDERACIONES DE DISEÑO

Muchos factores influyen para la correcta selección del tipo de subestaciones para una aplicación dada. El tipo de estación mas apropiado depende de factores tales como el nivel de voltaje, capacidad de carga, consideraciones ambientales, limitaciones de espacio en el terreno y necesidades de derecho de vía de la línea de transmisión. Además, los criterios de diseño pueden variar entre sistemas.

Con el continuo aumento general en el costo de equipo, mano de obra, y terrenos y adaptación de los mismos, debe hacerse todo el esfuerzo posible para seleccionar criterios que representen la mejor opción para satisfacer las necesidades del sistema a los mínimos costos posibles. En vista de los costos de subestaciones importantes se reflejan en los transformadores, interruptores automáticos y disyuntores, el trazo de la barra y el arreglo de conmutación seleccionado determinaran el numero de disyuntores y interruptores automáticos requeridos. La selección de niveles de aislamiento y practicas de coordinación afecta el costo en forma considerable, en especial en clase EHV.

El descenso de un nivel en el nivel básico de aislamiento (BIL) puede reducir el costo de equipo eléctrico importante en miles de dólares. Es esencial un cuidadoso análisis de esquemas alternos de conmutación, en particular a niveles EHV, y también puede dar como resultado considerables ahorros por seleccionar el equipo de mínimo que satisfaga las necesidades del sistema.

En la selección de trazos de barra y arreglos de conmutación para que una subestación satisfaga las necesidades del sistema y la estación, deben considerarse varios factores. Una subestación debe ser confiable, económica, segura, y con un diseño tan sencillo como sea posible; este ultimo debe proporcionar un alto nivel de continuidad de servicio y contar con medios para futuras ampliaciones, flexibilidad de operación y bajos costos inicial y contar con medios para futuras ampliaciones, flexibilidad de operación y bajos costos inicial y final. Debe estar equipado con lo necesario para dar mantenimiento a líneas, interruptores automáticos y disyuntores, sin interrupciones en el servicio ni riesgos para el personal.

La orientación física de las rutas de líneas de transmisión muchas veces influyen en la ubicación y disposición de la barra en subestaciones. El lugar seleccionado debe ser tal que se pueda lograr un arreglo conveniente de las líneas.

Para confiabilidad, el diseño de la subestación debe evitar un paro total de la misma ocasionado por la falta del interruptor automático de barra, y debe permitir el rápido restablecimiento del servicio después que ocurra una falla. El arreglo planificado de las líneas con fuentes conectadas a lados opuestos de las cargas mejora la confiabilidad. El trazo debe permitir futuras adicciones y ampliaciones sin interrumpir el servicio.

CONEXIONES DE LA BARRA PRINCIPAL.

El esquema de subestación seleccionado determina el arreglo eléctrico y físico del equipo de conmutación. Existen diferentes esquemas de barra cuando la importancia cambia entre los factores de confiabilidad, economía, seguridad y sencillez como lo justifican la función e importancia de la subestación.

Los esquemas de subestación mas comunes son:

Una barra.

No se utiliza para subestaciones grandes. Puede causar una prolongada interrupción de servicio en caso de falla de un interruptor automático.

Doble barra, doble interruptor automático

El uso de dos interruptores automáticos por circuito hace costoso este esquema pero representa un alto nivel de confiabilidad cuando todos los circuitos se encuentran conectados para operar en ambas barras.

Barra principal y de transferencia

Añade una barra de transferencia al esquema de una bara. Un interruptor extra de conexión de barra enlazara tanto la barra principal como la de transferencia.

Doble barra, un interruptor automático.

Este esquema utiliza dos barras principales y cada circuito esta equipado con dos interruptores de desconexión selectores de barra

Barra anular

Los interruptores automáticos estan dispuestos en un anillo con circuitos conectados entre aquellos. Para una falla de un circuito se abren dos interruptores automáticos y en el caso de que uno de estos no epere para normalizar la falla sera abierto otro circuito por la operación de relevadores de respaldo. Durante trabajos de conservación en interruptor automático, el anillo se abre pero todas la líneas permanecen en servicio.

Corta circuito o interruptor automatico y medio

Es aveces llamado esquema de tres interruptores, tiene tres interruptores automaticos en serie entre las barras principales. Dos circuitos se conectan entre los tres interruptores automáticos y de aquí el nombre de interruptor automático y medio

SUBESTACIONES CON ARREGLO SENCILLO DE BARRAS.

Este tipo de subestaciones, es bastante común en subestaciones receptores de 115 kilovolts o menores, en niveles de tensión de operación similares, en particular en redes que están suficientemente interconectadas, como es el caso de la subestación de distribución e industriales.

Por su simplicidad, este arreglo es el más económico, pero carece de los dos principales defectos, que son:

a)no es posible realizar el mantenimiento sin la interrupción del servicio.

b)no es posible una ampliación de subestación sin interrumpir el servicio.

El número de circuitos que se vea afectado por cualquiera de las razones anteriores, se puede reducir seccionando la barra, e inclusive formando anillos,

SUBESTACIONES CON DOBLE JUEGO DE BARRAS.

En este esquema se usan dos juegos de barras idénticas, uno se puede usar como repuesto del otro, con este arreglo se puede garantizar que no existe interrupción de servicio; en el caso de que falle uno de los juegos de barras además de que:

• Se puede independizar el suministro de cargas, de manera que cada carga, se puede alimentar de cada juego de barras.

• Cada juego de barras, se puede tomar por separado para mantenimiento y limpieza de aisladores, sin embargo, los interruptores, no están disponibles para mantenimiento sin que se desconecten la barras correspondientes.

• la flexibilidad en operación normal, se puede considerar como buena.

Este arreglo se recomienda adoptarlo cuando la continuidad en el suministro de la carga, justifica costos adicionales.

SUBESTACIÓN CON BARRA PRINCIPAL Y BARRA DE TRANSFERENCIA.

Esta es una variante del doble juego de barras; la llamada barra de transferencia, se usa únicamente como auxiliar, cuando se efectúa el mantenimiento en el interruptor de línea, de manera que el interruptor se puede desconectar en ambos extremos, mientras la línea o alimentador permanece en el servicio.

Este arreglo tiene la limitante de que toda la subestación queda fuera de servicio cuando ocurre una falla en las barras principales.

COMPARACIONES DE CONFIABILIDAD.

Se han comparados los diversos esquemas para hacer resaltar sus ventajas y desventajas. La base de comparación que se utiliza es la justificación económica de un grado particular de confiabilidad. La determinación del grado de confiabilidad requiere de una evaluación de condiciones anticipadas de operación y la continuidad del servicio requerida por la carga a la que haya de servir.

ARREGLOS FISICOS.

Una vez hecha la determinación del esquema de conmutación mejor adaptado para una aplicación particular de subestación, es necesario considerar el arreglo de estación que satisfaga las muchas necesidades físicas del diseño. A la disposición del ingeniero de diseño están los siguientes arreglos de estación.

Arreglos convencionales para intemperie, de interruptor y barra tipo abierto.

Arreglos de subestación de barra invertida

Subestaciones de tamaño pequeño, con revestimiento metálico de gas hexafluoruro de azufre.

Los arreglos para intemperie de interruptor y barra tipo abierto se usan, en general, en conexión con estaciones de generación y subestación. La disposición y características generales del diseño de estructuras de conmutación para intemperie se ven influenciadas por la función y tipo de instalación y por su capacidad, voltaje y limitaciones de superficie del terreno

ESTRUCTURA DE SOPORTE.

Para soportar, montar e instalar debidamente el equipo eléctrico se requieren estructuras hechas de acero, aluminio , o madera, que requieren cimientos de concreto.

Una subestación tipica de tipo abierto requiere estructuras de anclaje para soportar conductores de líneas de transmisión; soportar estructuras para seccionadores, transformadores de corriente. Transformadores de potencial, apartarrayos, filtros de linea, transformadores de voltaje de capacitor; y estructuras de soportes para barras rigidas y tirantes de la estacion.

Cuando las estructuras son de acero o aluminio requieren cimientos de concreto, sin embargo, cuando son de madera no se requieren estos cimientos.

El diseño de las estructuras de soporte se ve afectado por la s separaciones entre fases y la altura libre bajo los hilos que se requieren, por los tipos de aisladores, por la longitud y peso de las barras y otros equipos, y por el viento y la carga de hielo

En las subestaciones se requieren otros trabajos estructurales concretos que comprenden la selección y preparación del terreno, caminos, salas de control, registros, conduits, dusctos, drenajes, diques y cercas.

SELECCIÓN DEL TERRENO.

estos trabajos comprenden un estudio de topografía y la trayectoria de escurrimientos de la zona, junto con la investigación del subsuelo

DIAGRAMAS UNIFILARES Y SÍMBOLOS CONVENCIONALES APLICADOS A LOS DIAGRAMAS DE SUBESTACION

DIAGRAMA UNIFILAR

El punto de partida para diseño de una subestación eléctrica es el llamado diagrama unifilar. Este diagrama debe mostrar la conexión y arreglo de todos los equipos eléctricos, es decir, barras, puntos de conexión, transformadores de potencia, acoplamiento entre bahías, interruptores, transformadores de instrumento, cuchillas desconectadoras, apartarrayos, etc.,Para elaborar el diagrama unifilar, se debe considerar el arreglo de barras, el grado de flexibilidad en operación y la confiabilidad; de hecho, antes de proceder a la definición de las características de los distintos elementos de la subestación; así como su posible localización, se debe elaborar al menos un diagrama simplificado en donde se indique el arreglo propuesto de barras y su posición relativa.Existen distintas variaciones para los arreglos de barras; la selección de un arreglo en particular, depende de varios factores, por ejemplo, el voltaje del sistema, la posición de la subestación en el sistema, la flexibilidad de operación, la confiabilidad en suministro, y el costo.

En adición a esto se deben considerar los siguientes aspectos técnicos, antes de tomar una decisión:

Simplicidad en el sistema.

El mantenimiento se debe realizar fácilmente, sin interrupción del servicio; o peligro para el personal de operación.

Se debe tener disponibilidad y arreglos alternativos; en el caso de salidas de servicio, o fallas en algunos equipos.

El arreglo del equipo no debe limitar la expansión y aumento en el crecimiento de la carga, hasta un valor determinado.

Debido a que de hecho, cada parte del equipo constituye un punto débil; de manera que en los casos necesarios se debe considerar la posibilidad de usar equipo adicional (redundancia en el equipo).; para cubrir posibles contingencias (fallas).

La instalación se debe realizar en forma tan económica, como sea posible, sin perder de vista la continuidad en el servicio.

CLASIFICACION DE SUBESTACIONES ELECTRICAS

CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES.

Las subestaciones se clasifican de acuerdo a su nivel de tensión, de acuerdo a su configuración y de acuerdo a su función.

De acuerdo al Nivel de Tensión:

De Ultra Alta tensión (Un>800 kV.), De Extra Alta Tensión (300 kV.<Un<550 kV.), De Alta Tensión (52 kV<Un<300 kV.), De Distribución (6.6 kV<Un<44 kV.) y De Baja Tensión.

De acuerdo a la configuración:

De Barra Sencilla, De Doble Barra, De doble Barra más By Pass, De Doble Barra más Seccionador de Transferencia, De doble Barra más Barra de Transferencia, Interruptor y Medio, En Anillo, Doble Anillo y Piramide.

De acuerdo a su función:

De Generación, De Transformación, Mixta (Generación y Transformación) y De Compensación (Capacitiva Serie y Capacitiva Paralelo.

También se pueden clasificar como sigue:

1.- Por su operación:

a) de corriente alterna.

b) de corriente directa.

2.- Por la función que desempeñan:

elevadores (elevan la tensión)

reductores (reducen la tensión)

de enlace para interconectar líneas.

Rectificadores (convertir CA a CD)

3.- Por su composición:

tipo intemperie (para operación en el exterior)

tipo interior (para operar bajo techo)

tipo blindada (para operación en interiores o exteriores)

COMPONETES Y EQUIPO QUE CONFORMAN UNA SUBESTACIÓN Eléctrica.

El equipo eléctrico en una subestación típica puede incluir lo siguiente.

Interruptor automático

Seccionadores

Conmutadores de puesta a tierra

Transformadores de corriente

Transformadores de potencial o transformadores de voltaje capacitor.

Capacitores de acoplamiento

Filtros de línea

Apartarrayos y/o espinterometros

Transformadores de potencia.

Reactores de derivación

Reactores limitadores de corriente

Barras y aisladores de estación

Sistemas de puesta a tierra

Capacitores en serie

Capacitores en derivación.

• BIBLIOGRAFÍA

MANUAL DE INGENIERIA ELÉCTRICA TOMO I, II

EDITORIAL MC. GRAW HILL

DONALD G. FINK * H. WAYNE BEATY