SE-SF6

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
PARA OBTENER EL TITULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
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
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 SF 6 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.
Capítulo 1 SUBESTACIONES
ELÉCTRICAS CONVENCIONALES
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
CONVENCIONALES
2
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).
3
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
4
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
5
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.
6
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
7
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.
8
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.
9
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.
10
 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
11
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.
12
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.
13
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
14
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.
15
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.
16
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.
17

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
18
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.
19
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.
20

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.
21

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.
22
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
Tensión
Corriente
Carga denominada por:
Error causado por:
Conexión en el primario
(línea):
Conexión de aparatos al
secundario:
Tipo de Trasformador
De Potencial
De Corriente
Constante
Variable
Variable
Constante
Corriente
Tensión
Caída de tensión en
Corriente derivada en
serie
paralelo
En paralelo
En serie
En paralelo
23
En serie
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.
24

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
25
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.
26
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.
27
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
28
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:
𝑽𝒓 𝟐
𝑸𝑺 = ( ) = 𝑸𝒏
𝑽𝒏
Dónde:
Qs y Qn ya fueron indicados en la expresión anterior.
Vr = tensión aplicada en volts.
Vn = tensión nominal en volts.
29
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
30
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.
31
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.
32
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.
33
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.
34
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
35
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
36
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.
37

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.
38
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.
39
 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.
40
 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.
41
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
42
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.
43
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.
44
 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.
45
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.
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
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.
47
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.
48
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.
49
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
50
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.
51
Figura 1.27 Esquema de interruptor automático y medio, Raull Martin José (1992). Diseño de
Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill
52
Capítulo 2
SUBESTACIONES ELECTRICAS
ENCAPSULADAS EN GAS SF6
53
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
54
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.
55
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.
56
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.
57
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.
58
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.
59
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.
60
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.
61
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.
62
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.
63
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.
64
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.
65
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
66
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.
67
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
68
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
69
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.
70
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.
71
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.
72
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.
73
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.
74
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
75
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.
76
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.
77
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
78
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.
79
Figura 2.17 Control de la subestación con tecnología de control numérico, tomada de catálogos de
producto de ABB.
80
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 (193235) 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 20 0 y 0.1 MPa
(una atm) es 6.139 kg/m3, casi cinco veces más grande que el aire. Su peso
81
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 SF 6 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
6.14 kg/m3
Densidad
0.0136 W m-1 K-1
Conductividad Térmica
Punto Crítico:

Temperatura

Densidad
730 kg/m3

Presión
3.78 MPa
Velocidad del Sonido
136 m s-1
Índice Refractivo
1.000783
45.55°C
-1221.66 kJ mol-1
Formación Calorífica
96.6 J mol-1 K-1
Calor Específico
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
82
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 epoxisólidas 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.
83
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 SF 6 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
𝐶2 𝐹6
10 000
12 500
𝑆𝐹6
3 200
24 900
𝐶6 𝐹14
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.
84
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.
85
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.
86
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.
87
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.
88
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.
89
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.
90
Capítulo 3 Estudio
Técnico
ESTUDIO TÉCNICO
91
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 SF 6. Tomada de
presentación ABB
92
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
93
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 SF 6 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..
94
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 .
95
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
96
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
97
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.
98
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 SF 6 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 SF 6 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
99
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
100
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
Menor tiempo de implementación debido al
Mayor tiempo de implementación
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
Inmune contra condiciones climáticas agresivas y
extremas
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.
101
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.
102
Capítulo 4
ESTUDIO ECONÓMICO
103
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.
104
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
Promedio por m2 (Pesos MX)
$ 15, 000
Concepto
Terreno
Área aproximada del terreno en el que se encuentra la Subestación Convencional
“Kilómetro Cero”:
𝟏𝟎𝟎𝐦×𝟐𝟒𝟎𝐦 = 𝟐𝟒, 𝟎𝟎𝟎𝐦𝟐
105
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
$ 360, 000, 000
Subestación Encapsulada
$ 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”
106
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
18
Pza.
9
Pza.
3
Bco.
3
Pza.
1
Bco.
1
Bco.
2520
Mts.
200
Mts.
1
Lte.
1
Pza.
1
Pza.
3
Jgo.
3
Jgo.
PRECIO
UNITARIO
DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO
Apartarrayos para circuitos de 23
$
5.400,00
kV clase estación
Apartarrayos para circuitos de 230
$
28.800,00
kV clase estación de Ozn
Banco capacitores 12.6 MVAR, 23
$
482.640,00
kV entre fases
Banco de potencia, 3F, 230/23 kV,
$ 13.112.880,00
60 MVA
Batería tipo ácido para 125 VCD de
$
111.000,00
216 A-H
Batería tipo Alcalina 48 VCD de 20
$
12.288,00
A-H
Cable aislado de 23 kV tipo 23
TC1x240, 240 mm2, capacidad 475 $
357,60
A
Cable aislado de 23 kV tipo 23
TC1x50, 50 mm2, capacidad 75 A
Cable de control (P/B)
Cargador de baterías 120 VCD, 70
A
Cargador de baterías 48 VCD, 20 A
Cuchilla desconectadora 23 kV, 3F,
1200 A, 25 kA, mec. Op. Manual
Cuchilla desconectadora 23 kV, 3F,
2000 A, 25 kA
107
SUBTOTAL
$
97.200,00
$
259.200,00
$
1.447.920,00
$
39.338.640,00
$
111.000,00
$
12.288,00
$
901.152,00
$
165,60
$
33.120,00
$
72.000,00
$
72.000,00
$
24.000,00
$
24.000,00
$
14.880,00
$
14.880,00
$
46.800,00
$
140.400,00
$
46.800,00
$
140.400,00
14
Jgo.
4
Lte.
1
Pza.
4
Lte.
3
Pza.
6
Pza.
4
Lte.
6
Pza.
3
3
Pza.
Pza.
3
Pza.
2
Pza.
2
Pza.
1
Pza.
1
Pza.
36
Pza.
6
Pza.
6
Pza.
36
Pza.
6
Pza.
9
Pza.
Cuchilla desconectadora 230 kV,
3F, 2000 A, 40 kA, mecanismo
eléctrico
Equipo de alumbrado (por bahía)
Equipo terminal óptico con interfaz
de fibra óptica y relevador
microproces
Herrajes y conectores (P/B)
Interruptor de potencia 23 kV, 3F,
1250 A, 25 kA
Interruptor de potencia 230 kV, 3F,
2000 A, 40 kA de cap. int.
Material para sistema de tierras
(P/B)
Módulo integral de 23 kV en anillo
con int. TP’s, TC’s
Reactor para neutro del banco
Tablero CPM para banco
Tablero de CPM para banco de
capacitores de 23 kV
Tablero de CPM para línea con
HPFO
Tablero de servicio de estación
Tablero para la diferencial de
barras
Tablero para la transferencia de
potenciales
Terminal p/cable aislado de 23 kV
23 TC 1x240, tipo 23E1x240S serv.
ext.
Terminal p/cable aislado de 23 kV
23 TC1x50, tipo 23E1x50S serv.
Ext.
Terminal p/cable aislado de 23 kV
23 TC1x50, tipo 23ITC1x50 serv.
Int.
Transformador de corriente de
230kV, Rel.
600x1200/1000x2000:5//5A,
intemperie
Transformador de corriente 15 kV
Rel. 600:5//5A intemperie
Transformador de corriente
23kV Rel. 1000x2000:5//5A
intemperie
108
$
202.800,00
$
2.839.200,00
$
14.400,00
$
57.600,00
$
445.632,00
$
445.632,00
$
72.000,00
$
288.000,00
$
172.800,00
$
518.400,00
$
766.800,00
$
4.600.800,00
$
14.400,00
$
57.600,00
$ 1.440.000,00
$
8.640.000,00
$
$
47.521,20
246.000,00
$
$
142.563,60
738.000,00
$
100.800,00
$
302.400,00
$
240.000,00
$
480.000,00
$
374.400,00
$
748.800,00
$
366.000,00
$
366.000,00
$
86.400,00
$
86.400,00
$
722,40
$
26.006,40
$
453,60
$
2.721,60
$
360,00
$
2.160,00
$
88.800,00
$
3.196.800,00
$
15.000,00
$
90.000,00
$
18.600,00
$
167.400,00
6
Pza.
6
Pza.
9
Pza.
2
Pza.
1
Pza.
Transformador de potencial 230 kV
Rel. 1200 & 1200 & 2000:1
Transformador de potencial de 15
kV Rel. 60:1
Transformador de potencial de 23
kV Rel. 120:1
Transformador de servicio de
estación con portafusbiles
Unidad terminal remota
$
138.000,00
$
828.000,00
$
13.800,00
$
82.800,00
$
13.800,00
$
124.200,00
$
96.000,00
$
192.000,00
$
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
$ 300 000.00
pruebas
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.
109
b) Subestación encapsulada en SF6
Tabla 4.6 Costos del Equipo Electromecánico de Una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF 6
Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6
CANTIDAD
UNIDAD
18
Pza.
9
Pza.
3
Bco.
3
Pza.
1
Bco.
1
Bco.
2520
Mts.
200
Mts.
1
Lte.
1
Pza.
1
Pza.
3
Jgo.
3
Jgo.
1
Lte.
1
Pza.
1
Lte.
5
Lte.
3
Pza.
1
Lte.
6
Bah
PRECIO
UNITARIO
DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO
Apartarrayos para circuitos de 23
kV clase estación
Apartarrayos para circuitos de 230
kV, clase estación de Ozn
Banco capacitores 12.6 MVAR, 23
kV entre fases
Banco de potencia, 3F, 230/23 kV,
60 MVA
Batería tipo ácido para 125 VCD de
216 A-H
Batería tipo Alcalina 48 VCD de 20
A-H
Cable aislado de 23 kV tipo 23
TC1x240, 240 mm2, capacidad 475
A
Cable aislado de 23 kV tipo 23
TC1x50, 50 mm2, capacidad 75 A
Cable de control (P/B)
Cargador de baterías 120 VCD, 70
A
Cargador de baterías 48 VCD, 20 A
Cuchilla desconectadora 23 kV, 3F,
1200 A, 25 kA, mec. Op. Manual
Cuchilla desconectadora 23 kV, 3F,
2000 A, 25 kA
Equipo de alumbrado (por bahía)
Equipo terminal óptico con interfaz
de fibra óptica y relevador
microproces
Herrajes y conectores (P/B)
Herrajes y conectores para una S.E.
en SF6
Interruptor de potencia 23 kV, 3F,
1250 A, 25 kA
Material para sistema de tierras
(P/B)
Módulo en SF6 de 230 kV con
arreglo en doble barra GEC.
110
SUBTOTAL
$
5.400,00
$
97.200,00
$
28.800,00
$
259.200,00
$
482.640,00
$
1.447.920,00
$ 13.112.880,00
$
39.338.640,00
$
111.000,00
$
111.000,00
$
12.288,00
$
12.288,00
$
357,60
$
901.152,00
$
165,60
$
33.120,00
$
72.000,00
$
72.000,00
$
24.000,00
$
24.000,00
$
14.880,00
$
14.880,00
$
46.800,00
$
140.400,00
$
46.800,00
$
140.400,00
$
14.400,00
$
14.400,00
$
445.632,00
$
445.632,00
$
72.000,00
$
72.000,00
$
13.977,60
$
69.888,00
$
172.800,00
$
518.400,00
$
14.400,00
$
14.400,00
$ 14.572.800,00
$
87.436.800,00
6
Pza.
3
3
Pza.
Pza.
3
Pza.
2
Pza.
2
Pza.
1
Pza.
1
Pza.
36
Pza.
6
Pza.
6
Pza.
6
Pza.
9
Pza.
6
Pza.
9
Pza.
2
Pza.
1
Pza.
Módulo integral de 23 kV en anillo
con int. TP’s, TC’s
Reactor para neutro del banco
Tablero CPM para banco
Tablero de CPM para banco de
capacitores de 23 kV
Tablero de CPM para línea con HPFO
Tablero de servicio de estación
Tablero para la diferencial de
barras
Tablero para la transferencia de
potenciales
Terminal p/cable aislado de 23 kV
23 TC 1x240, tipo 23E1x240S serv.
Ext.
Terminal p/cable aislado de 23 kV
23TC1x50, tipo 23E1x50S serv. Ext.
Terminal p/cable aislado de 23 kV
23TC1x50, tipo 23ITC1x50 serv. Int.
Transformador de corriente 15 kV
Rel. 600:5//5A intemperie
Transformador de corriente
23kV Rel. 1000x2000:5//5A
intemperie
Transformador de potencial de 15
kV Rel. 60:1
Transformador de potencial de 23
kV Rel. 120:1
Transformador de servicio de
estación con portafusbiles
Unidad terminal remota
$ 1.440.000,00
$
8.640.000,00
$
$
47.521,20
246.000,00
$
$
142.563,60
738.000,00
$
100.800,00
$
302.400,00
$
240.000,00
$
480.000,00
$
374.400,00
$
748.800,00
$
366.000,00
$
366.000,00
$
86.400,00
$
86.400,00
$
722,40
$
26.006,40
$
453,60
$
2.721,60
$
360,00
$
2.160,00
$
15.000,00
$
90.000,00
$
18.600,00
$
167.400,00
$
13.800,00
$
82.800,00
$
13.800,00
$
124.200,00
$
96.000,00
$
192.000,00
$
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”
111
Algunos costos adicionales a la Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF 6
podrían ser los mostrados en la siguiente tabla:
Tabla 4.7 Costos Adicionales de Una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF 6
DESCRIPCION
PRECIO (USD)
Servicios de supervisión, montaje y
$ 300 000.00
pruebas
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
$ 68,506,563
Subestación Encapsulada
$ 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”
112
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
Costo de Terreno
Costo de Cada
Subestación
Costos Adicionales
Subestación
Convencional
$ 360, 000, 000
$ 68,506,563
Subestación
Encapsulada en Gas SF6
$ 37, 500, 000
$ 144,246,051
$ 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.
113
4.3 Viabilidad
Económicamente el costo de una subestación eléctrica encapsulada en gas SF 6 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.
1.
2.
3.
Únicamente costos del equipo
Costo de Capital (costo del equipo + costo de la tierra, edificio, etc.)
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

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
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 SF 6 con una
subestación convencional para un nivel de 525kV.
115
Figura 4.4 Comparativa de costos entre una subestación eléctrica encapsulada en gas SF 6 y una
subestación convencional.
116
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 SF 6 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 SF 6 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.
117
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.
118
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 (SF 6), 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
119
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 SF 6 .
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
120
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 SF 6 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
121
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 SF 6
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
122
Glosario
75, 76, 77, 79, 80, 81, 82, 83, 84, 85, 86, 87, 88,
91, 92, 93, 94, 95, 96, 105, 106
A
GVA
Gran Volumen de Aceite ..................................38, 40
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
K
KV
Kilo- Volt .................................................................. 5
B
O
bar
Peso (del griego Báros) ...........................................76
Unidad de presión.Peso (del griego Báros) ............76
Bushing
Boquilla ..................................................................69
O&M
Operaciones & Mantenimiento ............................. 88
OA
Aceite & Aire ....................................................22, 23
C
P
CIGRÉ
Consejo Internacional de Grandes Sistemas
Electricos ...........................................................88
Pa
Pascal..................................................................... 73
PVA
Pequeño Volumen de Aceite ................................. 40
F
S
FA
Aire Forzado ............................................... 22, 23, 24
FOA
Aceite & Aire Forzado ............................................23
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
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,
V
V
Volts ......................................... 6, 15, 24, 31, 39, 105
123
Referencias
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[Presentación de Power Point]. http://es.slideshare.net/sharique_64/gasinsulated-substation-14315261
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Catálogos de Producto de ABB

Catálogos de Producto de SIEMENS

Catálogos de Producto de ALSTOM

Catálogos de Producto de PROLEC

Catálogos de Producto de EATON
125