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Equipos de las subestaciones
Una subestación de potencia está conformada por tres grandes partes: Casa de control: Es el lugar en el que se encuentran alojados los tableros de control y medida, el tablero de protecciones, el de servicios auxiliares, el tablero de comunicaciones, el tablero de los medidores de energía, los cargadores, las baterías e inversores. El patio de transformadores: El patio de transformadores es la zona de la subestación en la que se encuentran los transformadores de potencia con sus accesorios. Patio de conexiones: En el patio de conexiones se encuentran agrupados los interruptores, seccionadores, transformadores de corriente y de potencial, los descargadores de sobretensión y las trampas de onda, entre otros.
TRANSFORMADOR DE POTENCIA ::. El transformador de potencia es la parte primordial de una subestación de potencia, es el equipo encargado de transferir energía eléctrica de un circuito a otro, en la mayoría de los casos con niveles de tensión diferentes, su potencia nominal es superior a 500 kVA, el transformador cuenta con accesorios necesarios para su operación y mantenimiento, entre estos se encuentran: - Tanque conservador: Es un tanque ubicado sobre el principal el cual recibe el aceite cuando hay cambio de temperatura por aumentos de carga. - Boquillas: Son los aisladores que se encuentran en la tapa del transformador, son los que comunican los terminales de baja y alta tensión del transformador con el exterior. - Válvulas: Son las unidades por las cuales se inyecta o extrae el aceite del transformador para su mantenimiento. - Tablero: Es el compartimiento en el que se ubican los controles y protecciones de los ventiladores, de los motores de las bombas de aceite, entre otros. - Conectores a tierra: Son los elementos que unen el tanque del transformador con la malla de puesta a tierra. - Placa característica: En ella se encuentran consignados los datos más importantes del transformador como tensión nominal primaria y secundaria, su potencia nominal, diagrama de conexiones, frecuencia, número de serie y datos de fabricación, entre otros.
INTERRUPTOR DE POTENCIA ::. El interruptor de potencia es el equipo encargado de proteger las líneas, equipos y/o circuitos en los cuales se realicen maniobras o mantenimiento, de corrientes de falla, la conexión o desconexión realizada por el interruptor es realizada en un tiempo corto para evitar para no afectar el sincronismo del sistema.
El interruptor de potencia se clasifica
según el medio de extinción del arco eléctrico
(corriente que surge entre los contactos del interruptor en el momento
que se separan) en: interruptores de aire, interruptores de aceite
e interruptores de gas (SF6), cuentan con un deposito (cámara
de extinción) en el cual se encuentra el elemento empleado
para la extinción, el interruptor puede ser de cámara
simple o cámara doble. - Interruptor de Aceite: - Interruptor de Gas SF6: El interruptor de potencia presenta básicamente tres mecanismos de operación: Neumático: Emplea el aire a presión para separar sus contactos en caso de falla, una de las desventajas de este tipo de mecanismo es la necesidad de un mantenimiento frecuente. Resorte: Como su nombre lo indica los resortes son utilizados en el interruptor para separar los contactos. Hidráulico: En este mecanismo se aprovecha la presión del aceite para accionar el interruptor.
SECCIONADOR ::. Un seccionador es un elemento mecánico de apertura de múltiples funciones entre las cuales se destacan: • Poner fuera de servicio
equipos como interruptores, transformadores, generadores o líneas
para su respectivo mantenimiento.
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC) ::. Un transformador de corriente es un instrumento que reduce la corriente
eléctrica de una red a valores manejables no peligrosos para
la utilización de equipos de medida, puede ser instalado
a la intemperie o en interiores. Su función principal es
alimentar equipos de medida, protección y control como contadores,
voltímetros y amperímetros.
Según su construcción existen diferentes tipos de
transformadores de corriente, los principales son: • Primario Simple: Es aquel transformador
que posee un único devanado primario.
Valores Normalizados
para Transformadores de Corriente
Tabla 2.4.1. Valores
Normalizados para Transformadores de Corriente
*Clases de Precisión
Tabla 2.4.2. Clases de Presición.
*Error máximo porcentual que el trasformador permite introducir
en la medición de potencia.
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP) ::. Un transformador de potencial es
un instrumento que reduce el nivel de tensión de una red
a valores manejables no peligrosos para la utilización de
equipos de medida, puede ser instalado a la intemperie o en interiores.
Su función principal es alimentar equipos de medida, protección
y control como contadores, voltímetros y amperímetros. La conexión de los transformadores de potencial va de acuerdo a su lugar de instalación. Al ser instalados en redes de baja y media tensión, su conexión debe ser entre fases, pero si son instalados en subestaciones exteriores su conexión deber ser fase-tierra, razón por la cual se hace necesario emplear tres transformadores monofásicos conectados en estrella. Otra aplicación importante de la conexión fase-tierra se da cuando la potencia activa (VA) suministrada por dos transformadores de potencial no es suficiente o cuando se van a tomar medidas de tensión y potencia con control a cada una de las fases.
DESCARGADORES DE SOBRETENSION (DST) ::. El descargador de sobretensión es el dispositivo encargado de proteger el transformador de sobretensiones externas que surgen por descargas atmosféricas con un impulso de 1,2/50mseg o las sobretensiones por maniobra presentadas con la operación de los interruptores de potencia con un impulso de 250/2.500mseg; el DST limita la tensión que llega a los bornes del transformador enviando a tierra la sobretensión, se conecta en paralelo con el equipo a proteger y entra en funcionamiento cuando se aplica en él una tensión superior a la nominal e inferior a la tensión que soporta el equipo que se está protegiendo.
Algunas características eléctricas que maneja un DST son las siguientes: Tensión Nominal: es el valor máximo de tensión a frecuencia nominal que se puede aplicar al DST para que opere eficientemente y cumpla con los parámetros de diseño. Las tensiones normalizadas de los Descargadores de Sobretensión de ZnO según la norma IEC 99-3 son los siguientes:
Tensión máxima de operación en régimen continuo (MCOV): hace referencia al valor máximo de tensión en el cual el DST opera continuamente. Frecuencia Nominal: Es la frecuencia de trabajo para la cual se diseño el DST. Corriente de descarga de un pararrayo: Es la corriente que pasa por el DST en un impulso. Corriente de descarga nominal de un DST: Es el valor pico de la corriente de descarga en un impulso de 8X20 µs. Corriente continua de un DST: Es la corriente que circula por el DST cuando se aplica entre sus terminales la tensión de operación. Tensión residual de un DST: Es el valor pico de la tensión que hay en los terminales del DST en el momento que circula por él la corriente de una descarga, la norma IEC 99-3 establece los siguientes rangos de tensión residual máxima para DST de 10.000 y 20.000A.
Nivel de protección a descargas atmosféricas de un DST: Es el valor máximo de la tensión residual para la corriente nominal de descarga. Nivel de protección a maniobras de un DST: Es el valor máximo de la tensión residual para el impulso de corriente de maniobra. BIL (Nivel básico de aislamiento ante impulsos tipo rayo): Es el valor pico de la tensión soportada en un impulso tipo rayo, este valor es utilizado para caracterizar el aislamiento del equipo en lo referente a pruebas. BSL: (Nivel básico de aislamiento ante impulsos tipo maniobra): Es el valor pico de la tensión soportada en un impulso tipo maniobra, este valor es utilizado para caracterizar el aislamiento del equipo en lo referente a pruebas.
TRAMPA DE ONDA ::. La trampa de onda es un elemento utilizado para evitar la suma de armónicos a la señal de transmisión que puedan causar perturbaciones, esta conformado por una bobina por la cual pasa la corriente a la frecuencia industrial (60 Hz) de la línea de transmisión, paralelo a esta se encuentra el equipo sintonizador el cual ofrece una alta impedancia, está constituido por condensadores, inductancias y resistencias; y en paralelo a la bobina y al equipo sintonizador se encuentra el equipo de protección, el cual protege la trampa de onda de contra sobretensiones transitorias que puedan ocurrir en ella.
La trampa de onda se encuentra instalada en serie a cada una de las tres fases y se dividen en tres grupos: Trampa de onda de frecuencia
única: Trampa de onda de frecuencia
doble: Trampa de onda de ancho
de banda:
SISTEMAS DE CONTROL EN SUBESTACIONES ::. El sistema de control es el encargado de supervisar, controlar y proteger la distribución y transmisión de energía eléctrica y en caso de fallas, en la medida de lo posible, asegurar la continuidad y calidad en la prestación del servicio, está conformado por los relés de protección, dispositivos de medida, registro y señalización, además del control manual y automático. En el diseño de un sistema de control es indispensable tener en cuenta los siguientes criterios: facilidad de expansión, automatización, seguridad, disponibilidad, flexibilidad, simplicidad, mantenimiento y la interfaz. Facilidad de expansión: Hace referencia a la facilidad en la realización de cambios, adición o disminución de equipos en el sistema de control, para no afectar el desarrollo de la subestación. Automatización: En un sistema de control la automatización de sus funciones puede ser pasiva o activa. Automatización pasiva: Este tipo de automatización emplea un sistema automático para la recolección, procesamiento y almacenamiento de datos de manera precisa y confiable, es utilizado en el registro secuencial de eventos, registros automáticos de fallas y la inspección de valores medios. Automatización activa: Este tipo de automatización consiste en disponer de información dentro de la subestación, para tomar medidas preventivas y correctivas en sus equipos, es utilizado en el recierre automático, la seccionalización automática de zonas con fallas, restauración automática del sistema después de pérdida de suministro, la maniobra automática para reducir trabajo al interruptor, la desconexión automática de la carga por baja frecuencia, ajuste automático de relés, maniobra secuencial para mantenimiento y lavado automático de aisladores, entre otros. Seguridad: Consiste en reducir a proporciones adecuadas los efectos que causan las fallas en el sistema de control y en los sistemas secundarios de los equipos de patio. Disponibilidad: Hace referencia al tiempo mínimo que debe utilizar para reconocer, diagnosticar y corregir cualquier falla que se presente en la subestación. Flexibilidad: Consiste en la capacidad que presenta el sistema de control, para adaptarse a cambios en sus componentes y a condiciones de contingencia que puedan producirse en el mismo sistema de control o en el sistema de potencia. Simplicidad: Entre mas simple sea el sistema de control, mas confiable será, ya que la complejidad requiere mayor información de los equipos de patio y la realización de más operaciones de maniobra para cambiar el estado de la subestación o aislar una zona en falla. Mantenimiento: El mantenimiento deber ser sencillo y práctico, así sea necesaria la utilización de un sistema automático de supervisión y detección de fallas. Se debe tener presente el inventario y disponibilidad de los repuestos de los equipos. Interfaz: Es el
medio de comunicación entre el sistema de control y el equipo
de patio; la señal de entrada es proporcionada por los contactos
de los seccionadores e interruptores se conecta al sistema de control
alimentado a 125Vc.c.; cuando se emplean tensiones menores como
12 y 24Vc.c. es necesaria la implementación de relés
intermedios con bobinas de alta potencia, debido a las posibles
interrupciones por contactos sucios e interferencias que se pueden
presentar. El sistema de control en subestaciones, ha ido evolucionando en los últimos años, de sistemas manuales como el sistema de control manual centralizado ha sistemas completamente automáticos, como el control integrado, pasando por sistema de control remoto-equipo centralizado y subestaciones no atendidas; de las anteriores se realizará una breve descripción: Sistema de control manual centralizado: Este sistema cuenta con un edificio de control, en el cual se encuentran alojados todos los elementos de control como: la sala de control, cuarto de relés de protección, sala de cables, cuarto de servicios auxiliares, cuarto de comunicaciones, cuarto para la planta de emergencia y las oficina de los operadores. El control es realizado manualmente por los operadores desde la sala de control, en la que se encuentra el tablero mímico, con la coordinación telefónica desde un centro de despacho remoto, el tablero permite la visualización de la subestación y desde allí se puede realizar la operación de un equipo de la subestación, los cuales también pueden ser accionados desde su propio gabinete de control en el patio de la subestación además contiene un diagrama sinóptico con la configuración de los elementos de mando, la señalización del equipo de maniobra, el sistema de alarmas, equipo de sincronización e indicadores de corriente, tensión, potencia activa, reactiva y temperatura de los transformadores. En la sala de control también se encuentra el tablero de medidores, los cuales miden la energía activa o reactiva que entra o sale de un circuito de la subestación. La sala de cables es la zona a la cual llegan en bandejas portacables metálicas, las señales provenientes del patio de la subestación para distribuirlas a los diferentes tableros. Sistema de control remoto-equipo centralizado: La Unidad Terminal Remota, UTR o
RTU es el equipo fundamental del control remoto, ella envía
de la subestación las medidas analógicas, señalización
o posición de los equipos de maniobra y alarmas al centro
de control y recibe del mismo información para enviar a la
subestación. La URT puede registrar en forma secuencial todo lo ocurrido en la subestación y algunas más avanzadas están en la capacidad de realizar verificación de sincronismo, enclavamientos, reestablecimiento después de fallas entre otras. En el sistema de control remoto-equipo, el control puede ser realizado desde el tablero mímico o desde el centro de control, por medio de un selector que se encuentra ubicado en el tablero mímico. Subestaciones no atendidas: En este tipo de control, la presencia de personal en la subestaciones es mínima, solo ocurre en caso de mantenimiento o cuando en el sistema de control remoto sucede alguna falla. En las subestaciones no atendidas el equipo de control ya no se encuentra centralizado en un edificio, este se halla distribuido por lo general en dos grupos ubicados en el patio de la subestación, en un lugar cercano a los equipos a controlar. La distribución de los elementos de control, se puede realizar ubicando casetas en el patio de la subestación en las cuales se instalan los transductores, medidores y los relés y en el edificio de control alojar el control remoto, los equipo de control e instrumentación y un tablero mímico que funciona como equipo de respaldo, a los cuales llegan las señales necesarias de la subestación. Otro tipo de distribución de los elementos de control que se puede realizar en las subestaciones no atendidas, es no contar con un edificio de control, a cambio en cada caseta se tendrá un tablero mímico, el equipo de comunicación y el control remoto; una de las casetas cuenta con un control remoto más sofisticado que los demás, el cual recolecta los datos de todos, los sincroniza y envía la información remotamente. Con este tipo de distribución, en caso de falla en el sistema de control el operador no cuenta con un panorama de la subestación lo que complica la operación manual. Sistemas de control integrado: El sistema de control integrado consiste en la utilización de microprocesadores para la implementación de un solo hardware capaz de controlar, proteger y monitorear subestaciones, además de permitir una reprogramación fácil, lo que representa un menor costo para el proceso de control que los demás sistemas. Los sistemas integrados brindan la posibilidad de automatizar todo el sistema de la subestación y aparatos de potencia, con la utilización de una base de datos común, a la cual tiene acceso el operador para realizar monitoreo, control, ajuste en las protecciones, cambios en la programación o intercambio de datos entre diferentes funciones. El sistema integrado también
sustituye el control remoto, ya que puede realizar las mismas funciones
de la UTR y muchas más; para la interfaz de señales
analógicas, brinda una mayor precisión tanto en condiciones
normales, como en condiciones dinámicas de falla. En el sistema integrado las subestaciones forman una red de computadores y los módulos de control son programados desde un sistema central, lo que permite realizar un autodiagnóstico centralizado por reporte local y por computador.
MALLA DE PUESTA A TIERRA ::. La malla de puesta a tierra es el conjunto de electrodos conectados entre si, por conductores desnudos enterrados en el suelo, sus funciones son: la seguridad de las personas ante el gradiente superficial de tensión, la protección de las instalaciones, servir de tierra común a los equipos eléctricos y/o estructuras metálicas, dirigir las corrientes de falla a tierra. El electrodo es un conductor enterrado
en el suelo para conducir las corrientes de falla a tierra, los
electrodos pueden ser varilla, tubo, fleje, cable o placa
La resistencia de la malla de puesta a tierra para subestaciones de alta y extra alta tensión debe tener un valor máximo de 1O, esta resistencia controla los gradientes de tensión (Referencia RETIE).
Las distancias de seguridad en una
subestación hacen referencia a las distancias mínimas
que deben mantenerse entre partes energizadas y tierra, o entre
equipos donde se lleva cabo algún mantenimiento y tierra,
para evitar posibles accidentes por contacto humano con equipos
energizados. • Valor básico
de seguridad: Es una distancia mínima entre fase
y tierra, empleada para el diseño de una subestación,
este valor nos ofrece un espaciamiento seguro (Zona de guarda) entre
fase y tierra, evitando posibles accidentes, aún bajo condiciones
críticas.
Zona de Seguridad para la
Circulación de Personal: Zona de Seguridad para
la Circulación de Vehículos: Zona de seguridad para trabajos
sobre equipos o sobre conductores: Las zonas de seguridad laterales en una subestación son señaladas en el piso, especialmente para la circulación de vehículos y las verticales son demarcadas con banderas, mallas, barreras o con avisos de peligro. DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN REDES DE ENERGÍA ELÉCTRICA ::. Las partes energizadas de las redes de energía eléctrica, siempre deben guardar una distancia con los elementos existentes en su trayecto como árboles, edificios, carreteras, etc. En las siguientes tablas se presentan las distancias de seguridad que se deben tener en lugares construidos, en cruces y recorridos de vía, cruces con ferrocarriles, ríos, cauces de agua, canales navegables y campos deportivos en los cuales existan redes de energía eléctrica cercana, estos datos son obtenidos del RETIE.
En las redes de energía eléctrica, ocurren cruces entre líneas, cuando son de diferente nivel de tensión, la de menor nivel irá en la parte superior.
DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE CONDUCTORES DE UNA ESTRUCTURA ::. Las distancias entre conductores en una misma estructura, en zonas con alturas no mayores a 1.000msnm, no deben ser inferiores a las establecidas en el RETIE, cuando existen conductores de diferentes circuitos, se habla de la tensión fase-tierra del circuito de mayor nivel de tensión.
Para trabajos en las redes de energía eléctrica se debe mantener entre el punto más próximo con tensión y cualquier parte del operario, sus herramientas o cualquier elemento de manipulación las siguientes distancias, dependiendo el nivel de tensión:
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