029-Cap20-SubestacionAisladaEnGasSF6

CAPÍTULO XX

SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF 6 6

CAPÍTULO XX SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF6 (GIS) 20.1.

INTRODUCCIÓN

Las subestaciones aisladas en gas (GIS, Gas Insulated Substation), principalmente son equipos de maniobra y medida, es decir, se construyen con módulos individuales de interruptores, seccionadores, transformadores de corriente, transformadores de potencial y terminales de cables. Los módulos de los equipos están contenidos en envolventes metálicos conectados a tierra, y llenos de gas de hexafloruro de azufre (SF 6), razón por la cual se denominan también subestaciones blindadas o encapsuladas en SF6. El gas de SF6 se prefiere por sus propiedades óptimas; ya que es un gas no tóxico, muy estable, no inflamable, además de inodoro e incoloro a condiciones normales de presión y temperatura. Las subestaciones encapsuladas en SF 6, tienen un rango de aplicación desde 72,5 kV hasta 800 kV, con corrientes de cortocircuito de 40, 50 y 63 kA. En casos especiales se pueden construir con corrientes de cortocircuito de hasta 80 kA.

Figura 20.1. Subestación GIS (ABB). Las GIS se pueden instalar al interior o al exterior, sin embargo en zonas con niveles de radiación ultravioleta elevados, como las subestaciones ubicados a alturas mayores a 1000 m.s.n.m., es mejor instalarlos en el interior de un edificio o por razones ra zones de estética (figura 20.1.).

20.2.

EVOLUCIÓN HISTÓRICA

Entre los años 1960 y 1970, aparecen apa recen las primeras GIS en alta tensión. En 1966 se instala en Plessis-Gassot, Francia, un prototipo experimental de 245 kV.

SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

20/1

CAPÍTULO XX

SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF 6

La evolución de las subestaciones encapsuladas en SF 6 reconoce diferentes períodos que se caracterizan por lo siguiente: El auge de la técnica empleada para el corte del arco en los interruptores de alta tensión de SF6. El intenso desarrollo informático alcanzado para los medios de cálculo, la utilización de modelos de diseño y por la técnica de corte basada en la expansión térmica y ayuda a la apertura. Se consiguen así comandos reducidos que utilizan la energía de resortes. 



En efecto, el conocimiento de los fenómenos involucrados en el corte que ocurre en las cámaras de los interruptores de SF6 han llevado a conseguir dimensiones dieléctricas más pequeñas, a la par de alcanzar un aumento de la confiabilidad de estos equipos. Así, se llega a las subestaciones aisladas en gas (SF6) modernas, de muy reducidas dimensiones, de alta confiabilidad, con materiales de alto rendimiento y durabilidad y de muy bajo mantenimiento. Los costos cada vez más reducidos de las GIS y su adaptabilidad a las normas de cuidado del medio ambiente, hacen pronosticar que su uso se intensificará cada vez más en los próximos años. Se puede afirmar que: “Si el problema es el espacio, la solución siempre es GIS”. Además, de la reducción del espacio presenta ventajas la instalación de una GIS en lugar de una subestación convencional (AIS, Air Insulated Substation). Sin embargo deben de considerarse siempre dos aspectos importantes donde existen claras diferencias a favor de las GIS: Rápido montaje: las GIS, hasta tensiones nominales de 300 kV, se envían de fábrica totalmente armadas y ensayadas por bahías (celdas) completas. Luego, se montan en obra, se sujetan al piso y se interconectan unas con otras formando la subestación. Mantenimiento reducido: debido a la génesis de su concepción de módulos encapsulados en gas, el mantenimiento de las GIS es de muy baja frecuencia en relación con las AIS. 



20.3.

RAZONES PARA UTILIZAR LAS GIS

Las razones para utilizar las subestaciones aisladas en gas (SF 6), son las que se mencionan a continuación:

20.3.1. REQUERIMIENTOS DE ESPACIO La falta de espacio, típica situación en centrales hidráulicas o terrenos escarpados donde el espacio disponible para la subestación y futuras ampliaciones es reducido. El volumen ocupado por una GIS está aproximadamente entre el 3 al 8 % y el área ocupada está entre el 3 al 12 % del que le corresponde a una AIS de la misma tensión nominal y para las mismas funciones. El elevado costo del terreno, sobre todo en las ciudades densamente pobladas, sumado a la imposibilidad de conseguirlos de las dimensiones necesarias para instalar una AIS.


20/2

CAPÍTULO XX


El elevado costo de la obra civil, ya que en algunos casos existe la necesidad de llevar a cabo grandes movimientos de tierras, defensivos y otros encarecen excesivamente las obras civiles, con las GIS reducen significativamente estos costos. El terreno de acceso difícil o accidentado, donde el espacio disponible para la subestación es sumamente reducido.

20.3.2. CONDICIONES AMBIENTALES EXISTENTES La alta contaminación salina, situación que no es propia del país con excepción, de sitios cercanos a los salares. La alta contaminación industrial, que podría requerir costos de mantenimiento altos como es el caso de las AIS. Las zonas sísmicas, esta es una situación que debe ser considerado, puesto que hay sectores del territorio nacional que son zonas sísmicas. A medida que las tensiones son mayores la alturas de los equipos convencionales aumentan por las dificultades inherentes a garantizar resistencia a esfuerzos horizontales y verticales. En instalaciones en altura, los equipos GIS no requieren la corrección del aislamiento por tratarse de un aislamiento interno. Solo será preciso corre gir el aislamiento de los terminales. En zonas muy frías, en este caso las bahías de interior se protegen contra temperaturas extremadamente bajas. Las regulaciones urbanísticas exigentes, de momento esta no par ece ser una limitación en el país, pero, es cuestión de tiempo, en el futuro, cada vez será más difícil que los municipios de las principales ciudades acepten la instalación de AIS tipo exterior.

20.3.3. MÍNIMO IMPACTO AMBIENTAL En zonas turísticas, las áreas de atracción turística, deben ser protegidas y en ellas no es permisible instalar subestaciones convencionales. Una GIS con accesos con cable subterráneo es una solución óptima. En zonas ecológicas, el impacto visual de las GIS es mínimo y un diseño adecuado de las obras civiles puede mitigar significativamente este efecto, por ejemplo en casos extremos se adoptan soluciones subterráneas. En zonas residenciales, o centros históricos de las ciudades, ya que las subestaciones con tecnología GIS pueden instalarse al interior de una casa. Por su aspecto de "perfil bajo", favorece la instalación al interior de edificios de dimensiones reducidas. En lugares de descanso, en este tipo de ubicación una solución es una subestación subterránea, con un mínimo impacto en las á reas verdes de un paseo o una plaza pública.


20/3

CAPÍTULO XX


La GIS tiene mínima influencia en el entorno, los volúmenes y dimensiones reducidas de esta tecnología contribuyen a que se ocasione un mínimo impacto al entorno de su ubicación.

20.3.4. REQUERIMIENTOS DE SEGURIDAD En zonas de vandalismo, donde los aisladores de los equipos convencionales pueden ser dañados, las soluciones son del tipo interior, ya sean compactas o las bahías GIS. En zonas de alto riesgo de accidentes, se prefiere la instalación de subestaciones aisladas en gas SF6. La seguridad para el personal es muy importante, las GIS son muy seguras y de alta confiabilidad. La seguridad frente a fallas, el sistema modular, con partes estancas evita la propagación de fallas en la subestación.

20.4.

COSTOS

En la planificación de proyectos de sistemas de transmisión, se hace la misma e "histórica" pregunta: ¿qué cuesta más, instalar una AIS o una GIS? Quizás, si las GIS continúan evolucionando, en un futuro próximo esta pregunta no se hará más. Para la comparación económica entre las GIS y AIS, hoy deben considerarse dos casos particulares: Si se dispone de terrenos amplios de bajo costo, lo que ocurre generalmente en sitios lejanos de las grandes ciudades, las AIS son más económicas que las GIS. Si se dispone de terrenos de superficies pequeñas y de alto costo, lo que ocurre generalmente en las grandes ciudades, las GIS son más económicas que las AIS. 



En el resto de las situaciones intermedias el costo de comparación GIS versus AIS debe hacerse caso por caso. En ambas soluciones GIS y AIS deben considerarse, además del costo propio de los equipos principales, los costos del terreno, del montaje, de las obras civiles asociadas, de la ingeniería, de las inspecciones en fábrica y en obra y del mantenimiento, entre otros de menor cuantía. El cuidado del medio ambiente reviste a veces una importancia tal que una instalación no está afectada por comparaciones de costos. Las GIS son la solución más económica, ya que conceptualmente sus diseños se adaptan a esas circunstancias. También el ruido producido por los interruptores utilizados en las GIS es de un nivel muy bajo, lo que es muy apreciado cuando se trata de subestaciones urbanas. Cabe destacar que desde el punto de vista del impacto visual las GIS presentan una menor contaminación, y si son del tipo interior ninguna.


20/4

CAPÍTULO XX


El costo de las GIS se ha ido reduciendo con los años y para finales del siglo XX decreció a un nivel cercano al de las AIS, considerando equipos solamente. Si a esto se le agregan a l as GIS las otras ventajas mencionadas, puede asegurarse que su uso se extenderá cada vez más.

20.5.

REQUERIMIENTOS TÉCNICOS

Las instalaciones GIS ofrecen ventajas como alta confiabilidad, larga vida útil, mínimo mantenimiento, puesto que los últimos resultados de las más modernas investigaciones se incluyen permanentemente en la tecnología de las GIS. Las soluciones son flexibles y de acuerdo a la necesidad. En efecto, con solo unos pocos pero diferentes módulos constructivos se puede armar cualquier configuración de barras deseada, por ejemplo: barra simple, barra doble, anillo, i nterruptor y medio, etc. Los principales factores externos que influyen en la configuración física de las GIS son la dirección y el número de líneas aéreas, localización y tamaño de los transformadores y reactores que deben conectarse a la subestación. Incluso estas bahías GIS pueden acomodarse a edificios ya construidos con dimensiones ya determinadas. Planificación óptima de subestaciones, considerando las reducidas dimensiones de las bahías y los accesos con cable subterráneo. Los desarrollos futuros y las ampliaciones son simples. Las subestaciones GIS presentan un menor índice de fallas que una subestación convencional y en cualquier circunstancia las consecuencias de una falla son mínimas. De la figura 20.2 a la figura 20.8, se muestra a manera de ejemplo una subestación GIS de barra doble de ALSTOM, donde se observan sus componentes principales. D 1

D 2

D 3

D 4

Figura 20.2. Diagrama unifilar de barra doble, ejemplo. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

20/5

CAPÍTULO XX


Figura 20.3. Disposición general de equipos, ejemplo.

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

8.

Seccionador de puesta a tierra de barras. Seccionador de barras. Interruptor de potencia. Mecanismo a resorte operado con motor. Transformador de corriente. Seccionador de puesta a tierra. Cubierta de terminal de cable. Transformador de tensión

Figura 20.4. Vista en corte de una bahía con cable, ejemplo. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

20/6

CAPÍTULO XX


Figura 20.5. Bahía de salida de línea, ejemplo.

Figura 20.6. Bahía de transformador, ejemplo.

Figura 20.7. Bahía de transferencia, ejemplo. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

20/7

CAPÍTULO XX


Figura 20.8. Bahía de salida con cable, ejemplo.

20.6.

TECNOLOGÍA DE LAS GIS

Las subestaciones encapsuladas en gas SF6 son compactas, se indica a manera de ejemplo de algunos fabricantes: Bahía de Siemens de 72,5 a 170 kV, tienen un ancho de la celda de solo 1,2 m; pero una bahía de hasta 230 kV, sus dimensiones son de 5×3,8×2,4 m (alto, largo, ancho). Bahía de Alsthom de hasta 230 kV mide 4,6×3,7×1,85 m. Bahía de ABB, de hasta 170 kV mide 5,3×2,9×2,4 m y de 145 kV mide 4,3×2,9×2,4 m. 

 

Insensibles a los efectos de las condiciones ambientales, por lo que pueden ser instaladas fácilmente a la intemperie, debido a su naturaleza blindada. Las GIS son muy flexibles, para el armado de las distintas configuraciones de barras, con una estructura modular y con secciones fácilmente desmontables. Seguridad continuamente mejorada, por los continuos desarrollos tecnológicos que son incorporados a las nuevas generaciones de equipamientos. Las barras presentan dos tecnologías: las barras con envolventes monofásica y barras con envolventes trifásica (Fig. 20.9), el primero se usa en instalaciones con tensiones mayores a 230 kV.

Envolvente trifásica

Envolvente Monofásica

Figura 20.9. Tipos de envolventes.

Las envolventes de aluminio son más adecuados, los principales fabricantes del mercado construyen las envolventes de aluminio, con una alta resistencia a la corrosión.


20/8

CAPÍTULO XX


Los accionamientos motrices disponen de una lubricación propia para toda la vida útil del equipamiento. Ligereza de las estructuras, por el poco peso de las bahías; solo en el caso de requerirse determinados condiciones de sismicidad, estas estructuras se refuerzan. Excelente hermeticidad, prácticamente no hay fugas de SF6, corrientemente los fabricantes garantizan fugas menores al 1% anual, y en todo caso se pueden hacer reposiciones eventuales con el equipo en servicio. Aisladores inalterables, porque los terminales para cable aislado tienen vida útil compatible con el resto del equipamiento. Separadores aislantes, con aislamiento solido generalmente de resina epóxica, en paralelo con el gas, entre el sistema de conductores de baja tensión y las envolventes de puestas a tierra que lo rodean. Los separadores soportan a los conductores y algunos de ellos dividen la subestación en diferentes secciones estancas; deben también soportar diferentes campos eléctricos y formar una barrera segura para el gas durante el servicio, ver figura 20.10.

Envolvente

SF6 Separador

Conductor

Envolvente

Figura 20.10. Configuración básica de una GIS. Los conductores son tubos de aluminio que se unen mediante contactos en los extremos, que suelen ser enchufables y comprimidos por muelles. La parte de los contactos esta normalmente rodeado de pantallas para guiar el campo eléctrico. La conexión al equipo de alta tensión, puede realizarse mediante largas envolventes de conductores en el exterior, o bien, cables desde un pórtico exterior terminal de la línea aérea hasta la subestación GIS; la alternativa a elegir debe determinarse en cada caso particular.

 



En la conexión de la GIS a transformadores de potencia, básicamente existen tres alternativas: Conexión por línea aérea: la GIS termina en un buje SF6 /aire (figura 20.11). Conexión blindada directa: hay un conductor, aislado por gas en su envolvente, entre la GIS y el transformador. Conexión por cable.


20/9

CAPÍTULO XX

SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF 6 La conexión directa entre la GIS y un transformador normalmente contiene un bushing SF6 /aceite, cuyo interior es independiente tanto del gas como del aceite del transformador. La selección del tipo de conexión se hace principalmente a partir de la tensión del sistema, grado de contaminación ambiental, configuración de barras de la subestación y el análisis de costos.

Figura 20.11. Bushing SF 6 /Aire (ABB). Facilidad de montaje, en condiciones normales el montaje de una bahía demora solo alrededor de una semana, con un equipo de montadores y una grúa. Es común que los fabricantes dirijan el montaje y se hagan cargo de las pruebas en sitio.

Figura 20.12. Subestación Challapampa de Electropaz 1. La orientación de los interruptores, pueden montarse en posición vertical u horizontal. La elección de la forma de montaje viene definida por el espacio disponible, por ser estos los equipos más grandes de las GIS. En las más altas tensiones el peso admisible es a menudo decisivo en la orientación de los interruptores y por esta razón es más común el montaje horizontal. También debe considerarse el espacio requerido para extraer las partes internas durante el mantenimiento. La ubicación de los transformadores de corriente, puede ser en los cables de salida o en los bushings SF6 /aire, resulta más económico que instalarlos dentro de la GIS.


20/10

CAPÍTULO XX


Sin embargo, cuando son colocados los CT’s dentro de la GIS existe la posibilidad de colocar núcleos a lado y lado del interruptor lo cual permite obtener una adecuada sobreposición en las zonas de protección entre las protecciones de barra y las de la línea. El sistema de control de las bahías, es normalmente suministrado por los fabricantes y puede ser del tipo convencional o del tipo SAS, se puede adquirir el equipamiento solo con control, o con control y protecciones integrados. Obras civiles reducidas, básicamente las bahías requieren una losa plana con pernos de anclaje, y espacios en la losa para el paso de los cables de potencia, y cuando se dispone de conductores de SF 6 al exterior no se requiere ni este último.

Figura 20.13. Subestación Challapampa de Electropaz 2.

Los gastos de inversión son mínimos, debido a que se reduce el espacio necesario y las fundaciones son sencillas, el montaje simple, debido al poco peso de las envolventes de aluminio, las GIS pertenece al grupo de construcciones sumamente ligeras.

Funcionamiento seguro y casi libre de mantenimiento, la primera revisión no es necesaria hasta después de 20 años de funcionamiento. Mantenimiento y pruebas, en el diseño de la GIS se debe tomar en cuenta que los equipos sean accesibles durante el servicio sin necesidad de desmantelar al envolvente. Además, del acceso a la GIS desde los puntos de vista de operación y mantenimiento Posibilidad de ampliación, se realiza normalmente alargando las barras y añadiendo más grupos de interruptores. Un caso frecuente es colocar grupos adicionales entre los antiguos, aprovechando barras ya existentes. Para ampliar una subestación de otro fabricante se requiere el uso de adaptadores, ya que las dos subestaciones normalmente tendrán diferentes diámetros y presiones del gas. En nuestro país se han instalado bahías de 115 kV, en la subestación Challapampa de Electropaz (DELAPAZ) con equipos suministrados por ALSTOM (ver figura 20.12 y figura 20.13).

20.7.

COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

Una falla del aislamiento en una GIS puede dañar el equipo; y como consecuencia, sacar de servicio a la subestación para el respectivo mantenimiento. Para minimizar la aparición de estos incidentes, los equipos GIS deben ser protegidos por pararrayos y su nivel de aislamiento debe ser determinado con base en el peor caso posible o mediante un análisis del riesgo de fallas.


20/11

CAPÍTULO XX


En general, para realizar una adecuada coordinación de aislamiento de una GIS es necesario, para cada caso, realizar simulaciones digitales para determinar con exactitud la magnitud de las sobretensiones, así como el número y localización de pararrayos. Generalmente se utilizan pararrayos del tipo Zn O, ya que proporciona un mayor margen de protección, es posible proteger casi toda la subestación GIS mediante pararrayos externos del tipo intemperie instalados en el punto de unión de la GIS con la línea aérea.

20.8.

EQUIPOS

Los equipos de alta tensión, incluyendo las barras colectoras, están encapsulados independientemente en un compartimiento metálico provisto de un ambiente de gas SF 6 a presión mayor que la atmosférica. De esta manera se forman módulos individuales por equipo, que luego se interconectan mecánica y eléctricamente entre sí para formar distintas configuraciones. Los módulos individuales que constituyen la GIS comprenden los siguientes: Interruptores Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra Transformadores de corriente Transformadores de tensión Pararrayos de Zn O Bushings para conexión con líneas aéreas y conexión directa a transformadores Terminales para cables aislados.       

Los distintos módulos de equipos y barras colectoras se conectan entre sí utilizando bridas selladas y atornilladas. A continuación se menciona algunas características constructivas de los equipos mencionados.

a) Interruptores Conductor

Separador

Cámara de extinción

onductor

Mecanismo de operación

Son casi exclusivamente del tipo “puffer” (soplado). El gas es comprimido en un cilindro y de este modo se produce una alta presión mientras se mueve el contacto. Una vez producido el arco comprimido es dirigido hacía él para enfriarlo, ver figura 20.14. Para comprimir el gas en el cilindro puffer es necesaria gran cantidad de energía, que normalmente la proporciona un mecanismo de operación hidráulico o neumático, también se puede emplear resortes para interruptores de pequeña capacidad de corte.

Figura 20.14. Interruptor del tipo puffer. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

20/12

CAPÍTULO XX


b) Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra Los seccionadores y seccionadores con cuchillas de puesta a tierra de diferente forma física permiten al diseñador obtener una óptima configuración de las GIS. Aunque los seccionadores tienen un poder de corte despreciable, pueden soportar las corrientes capacitivas inherentes y las corrientes de maniobra. Los fabricantes normalmente ofrecen Mecanismo de dos tipos de seccionadores de puesta a tierra: operación uno para ser usado en mantenimiento, provisto de un mecanismo de baja velocidad de Eje aislante Contacto fijo operación; y otro con capacidad de cierre en carga con mecanismo de alta velocidad. Conductor

Figura 20.15. Seccionador.

Los seccionadores de puesta a tierra también tienen alguna capacidad para soportar corrientes y tensiones inductivas de las líneas de transmisión.

La mayoría de los fabricantes ofrecen mecanismos de operación manuales o motorizados. Además, bajo pedido los seccionadores pueden ser provistos de una pequeña ventana que permite comprobar visualmente la posición de los contactos.

c) Transformador de corriente Los núcleos de los transformadores de corriente se sitúan dentro de la envolvente en los diseños trifásicos; en los monofásicos pueden situarse dentro o fuera, ver figura 20.16. Los núcleos de los transformadores de corriente es preferible su instalación en el exterior ya que de esta forma no se afecta el campo magnético interno entre el conductor y la envolvente. Además, existen ventajas de que el riesgo de impurezas en la parte de alta tensión es menor y de que no existe peligro de que un arco en la GIS afecte a los devanados secundarios.

Núcleos

Conductor

Figura 20.16. Transformador de corriente.

Cuando sea práctico, y el diagrama unifilar lo permita, los transformadores de corriente se deben instalar en los cables aislados de salida de la GIS.

d) Transformadores de tensión Existen tres tipos de transformadores de tensión: el tipo inductivo, el divisor de tensión capacitivo con transformador inductivo y el divisor de tensión capacitivo con amplificador.


20/13

CAPÍTULO XX

SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF 6 Conexión de alta tensión

Devanado primario

Devanado secundario

Núcleo

Figura 20.17. Transformador de potencial inductivo en diseño monofásico.

El transformador de tensión de tipo inductivo se emplea, hasta una tensión de 550 kV con tres unidades de una envolvente si el diseño es trifásico, o una sola unidad por envolvente si es monofásico, ver figura 20.17. Los transformadores de tensión capacitivos se han diseñado bajo el mismo principio que los convencionales, es decir, un divisor de tensión de gran capacidad interconectado con un pequeño transformador tipo inductivo.

La parte del capacitor está rodeada exteriormente con una envolvente metálica puesta a tierra y acoplada a la subestación. El gas SF 6 a una determinada presión aísla el condensador de la envolvente exterior, se encuentran en servicio unidades de este tipo de hasta una tensión de 550 kV. También es posible diseñar un transformador de tensión consistente en un divisor de tensión de baja capacidad conectado a un amplificador electrónico. En las GIS, la capacidad entre el conductor inferior y un electrodo concéntrico de medida, situado cerca de la envolvente, es usada como capacitor de alta tensión. En la figura 20.18 se muestra la disposición física del capacitor con amplificador, tiene ventajas especialmente en las más altas tensiones y en combinación con sistemas de protección electrónicos, en cuyo caso es posible prescindir del amplificador.

Conductor Electrodos del capacitor Caja de terminales

Figura 20.18. Transformador de tensión capacitivo.

e) Pararrayos La protección principal de las GIS contra sobretensiones se realiza con pararrayos de óxido de zinc. Normalmente con pararrayos convencionales tipo exterior situados en terminales de los cables de potencia los cuales conectan las bahías a las líneas de transmisión o transformadores. Pero, si llegan a ser necesarios pararrayos encapsulados en gas (véase la figura 20.19), también pueden ser suministrados por algunos fabricantes, sin embargo estos módulos son muy costosos.


20/14

CAPÍTULO XX


f) Bushings de conexión Los bushings para conexión de las GIS con líneas aéreas son normalmente llenados con SF6 para las más bajas tensiones. Para tensiones más altas se usan tanto los llenados con aceite como con SF 6.

Figura 20.19. Pararrayos.

Los bushings usados para conexión blindada (con envoltura metálica) entre las GIS y los transformadores de potencia son llenados con aceite y hacen parte del suministro del transformador. Además, existen terminaciones para cables conectados a la GIS hasta de 550 kV.

La experiencia del conexionado, tanto para cables de aislamiento por aceite como para los de aislamiento plástico (polietileno reticulado, XLPE), es buena

Bushings SF 6 /aire

Terminal SF6 /transformador

Terminal SF6 /cable

Figura 20.20. Bushings de conexión. Cuando un cable de aislamiento por aceite se conecta a una GIS debe emplearse un cono de aislamiento y separación, mientras que los cables XLPE pueden ser conectados con o sin el citado cono. Abriendo un seccionador cerca de la terminación es posible probar en el sitio el cable y la GIS separadamente.


20/15

CAPÍTULO XX


g) Tablero de control Adyacente a cada módulo o bahía de conexión se ubica el tablero de control, que contiene elementos de control y supervisión del gas, un pequeño mímico desde donde se controla diferentes equipos de la bahía campo, relés de interposición y transductores necesarios para el control remoto.

Interfase de proceso Interfase de proceso

Sensor de corriente y tensión

Unidad de control de bahía


Protección


Tablero de control y protección local

Medida

Interfase con sistemas remotos

Figura 20.21. Sistema de control y protección integrado para subestaciones encapsuladas (ABB).

20.9.

ESPECIFICACIONES

Se mencionan las características comunes al equipo GIS que deben ser incluidas en unas especificaciones técnicas, relacionado especialmente con las condiciones de servicio y características eléctricas. Las principales características constructivas, por ejemplo son: el material y tipo de envolvente (trifásica o monofásica), esquema constructivo, diagrama unifilar, tipo de equipos, tipo de instalación (interior o intemperie), etc., pueden ser especificadas. Cabe anotar que las características eléctricas propias de cada equipo son las mismas que para los equipos convencionales.


20/16

CAPÍTULO XX


20.10. NORMAS Las principales normas aplicables en las subestaciones GIS son las siguientes: IEC 60137, Bushings para tensiones por encima de 1000 V en corriente alterna. IEC 60376, Especificaciones y aceptación de hexafloruro de azufre nuevo. IEC 60517, Equipo de alta tensión encapsulado para tensiones nominales de 72,5 kV y mayores. IEC 60694, Cláusulas comunes para equipo de a lta tensión. En conclusión podemos afirmar que esta tecnología será usada con frecuencia en las instalaciones a ejecutarse en el futuro, tanto en distribución como en transmisión.

20.11. DISPOSICIÓN FÍSICA DE UNA GIS A manera de ejemplo se muestra a continuación, el diagrama unifilar, la disposición física, cortes de las bahías de una GIS de ALSTOM tipo B 105, para una subestación de barra doble con una tensión de 230 kV, donde las medidas están dadas en metros. T15

Q15

T25

Q25 Q1

Q2

Q1

Q51

Q2

Q1

Q51

Q2

Q1

Q51

Q2

Q2

Q1

Q51

Q51

Q10

Q20

Q51

Q52

Q0

Q0

Q0

Q0

Q0

Q0

T1

T1

T1

T1

T1

T1

Q52

Q52

Q52

Q52

Q52

Transformador 1

T5

T5

Q9

Q9

Q8

Q8

Línea Aérea 2

Transformador 2

T15 y T25: Transformadores de potencia Q1 y Q2: Seccionadores de barras Q51: Seccionadores de puesta a tierra de barras Q0: Interruptores de potencia

Línea Aérea 1

T1: Transformadores de corriente Q52: Seccionadores de puesta a tierra T5: Transformadores de potencial Q9: Seccionadores de línea

Transformador 3 Q8: Seccionadores de puesta a tierra rápido Q10 y Q20:Seccionadores de puesta a tierra del acople Q15 y Q25:Secccionadores de puesta a tierra de las barras.

Figura 20.22. Diagrama unifilar de una GIS.


20/17

CAPÍTULO XX

SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF 6 10,50

10,50

TRANSFORMADOR 3

TRANSFORMADOR 2

TRANSFORMADOR 1

0 7 , 4

3,00

3,00

0 5 , 7

T15

Q15

T25

Q25

0 5 , 9

0 0 , 8

3,00

3,00

LÍNEA AÉREA 2 4,00

5,00

LÍNEA AÉREA 1 5,00

4,00

4,00

5,00

18,00

5,00

4,00

18,00

Figura 20.23. Disposición general de equipos de una GIS.

Q51

0 3 , 3

Q52

T1

Q10

0 2 , 2

Q0

Q20 2,85

2,40 9,50

CORTE C - C

Figura 20.24. Bahía de transferencia de una GIS. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

20/18

CAPÍTULO XX


Q51 Q1

Q52

Q2 0 5 , 3

0 2 , 2

Q0 T1

2,85

2,40

7,50

4,70

9,50

CORTE B - B

Figura 20.25. Bahía de transformador de una GIS. 0 0 , 2

0 0 , 9 1

0 0 , 5 1

Q9 Q1 0 2 , 5

0 8 , 3

0 2 , 2

Q51

Q9

Q2

T5 T1

0,50,6

1,30

0 5 , 3

Q0 Q52

4,90

1,80

8,00

9,50

CORTE A - A

Figura 20.26. Bahía de salida de línea de una GIS.


20/19

029-Cap20-SubestacionAisladaEnGasSF6

Recommend Documents