Universidad de Cuenca
Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Eléctrica Ciencias de los Materiales
Raúl Juca
Marzo 2015 – Agosto 2015
Aislantes gaseosos gaseosos
1. Aislantes gaseosos gaseosos Los dieléctricos o aislantes eléctricos, son materiales cuya principal propiedad es que presentan una alta resistencia ante el flujo de electrones, estos materiales pueden ser sólidos, líquidos o gaseosos. Los dieléctricos en estado gaseoso tienen como principal objetivo prevenir las descargas eléctricas o eliminarlas rápidamente, los aislantes gaseosos son ampliamente utilizados en aplicaciones de alta tensión, debido a esto dichos materiales deben poseer una alta resistencia, alta estabilidad térmica e inercia química, no deben ser inflamables, deben de tener bajos niveles tóxicos y buenas propiedades de transferencia de calor. El aislante gaseoso más conocido es el aire. Además de este existen otros gases que presentan propiedades aislantes superiores, cuyo uso se justifica por poseer una buena regeneración después de la descarga, además no son tóxicos y son relativamente económicos. El SF6, CO2, N2 han permitido el diseño y construcción de sistemas encapsulados que ahorran notablemente el espacio disponible. Estos gases son electronegativos, característica que permite el control de predescarga y de descargas en general.
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2. Propiedades y tecnología de los aislantes Los elementos dieléctricos son de gran importancia ya que vuelven confiable la transmisión de corriente eléctrica de manera óptima y segura y con la mínima cantidad de pérdidas, por lo que es necesario conocer sus s us propiedades y características. Todo material dieléctrico debe poseer un conjunto de características y propiedades, mismas que deben ser evaluadas mediante ensayos regidos en normas; entonces la elección de un determinado dieléctrico para una necesidad específica, se hace de acuerdo al conocimiento cuantitativo de sus propiedades. Los aislantes eléctricos poseen propiedades singulares de acuerdo a su naturaleza, las mismas que se pueden destacar como:
2.1 Propiedades eléctricas Las propiedades eléctricas de los materiales dieléctricos dieléctricos dependen, dependen, del material utilizado para su elaboración, de su construcción, del volumen y de la longitud total, por lo que las propiedades eléctricas deben ser adecuadas y precisas para su buen funcionamiento: funcionamiento:
Resistividad.
Constante dieléctrica o permitividad relativa ( ): representa la cantidad de energía electroestática que puede ser almacenada por unidad de volumen. Pérdidas dieléctricas: son pérdidas eléctricas que ocurren cuando se aplica una tensión alterna a un dieléctrico, estas se presentan como; un calentamient c alentamiento o por efecto Joule debido a la corriente de conducción, formación de una corriente de desplazamiento y calentamiento del material debido a la vibración de las masas polares. Factor de pérdidas dieléctricas: representan las pérdidas de potencia en el dieléctrico, mismas que se presentan en forma de calor y dependen de la naturaleza del dieléctrico (conductividad y la constante dieléctrica) y la frecuencia de transmisión.
tan=
Rigidez dieléctrica: representa el máximo potencial que puede soportar un dieléctrico, sin que se produzca una corriente disruptiva. Absorción eléctrica: expresa la cantidad de carga absorbida por un dieléctrico cuando se le aplica una tensión. Conductancia de aislamiento: se define como la inversa de la resistencia de pérdidas de aislamiento.
= tan [ ]
Efecto corona: si se sobrepasa el valor de la tensión disruptiva del material dieléctrico, se producirá una ionización en las cercanías de la superficie del material, que se presenta como haces luminosos, este fenómeno se lo conoce como efecto corona.
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2.2 Propiedades físicas La resistencia óhmica volumétrica del elemento dieléctrico puede ser disminuida por la presencia de agua, gases disueltos, suciedad, polvo y aceites contaminantes. En gases como el aire y el nitrógeno, cuando no están ionizados tienen una resistividad infinita, sin embargo dicha resistencia tiende a disminuir con el aumento de la temperatura.
2.3 Propiedades mecánicas Todo dieléctrico para cumplir con el propósito para el cual fue creado, debe cumplir con las siguientes propiedades mecánicas: resistencia mecánica a la tracción, compresión, choques térmicos, dureza, flexibilidad, fluidez, y facilidad de manipulación.
2.4 Propiedades térmicas Dentro de las propiedades térmicas que debe cumplir un dieléctrico se encuentran: resistencia al cambio brusco de temperatura, al calor, punto de fusión, de ebullición y de congelamiento.
2.5 Propiedades químicas Las propiedades químicas deben ser tales, que aseguren la estabilidad de la composición del material, es decir: resistencia a los ácidos, a la luz solar, al oxígeno y a las reacciones químicas.
3. Características de los materiales aislantes Independientemente de su naturaleza física o química, todo dieléctrico bajo acción de un campo eléctrico presenta los siguientes fenómenos.
3.1 Polarización En un dieléctrico, las distribuciones de cargas puntuales de un campo electroestático, presentan una movilidad muy limitada, debido a que la formación de dipolos generados por la separación de cargas es contrarrestada por las fuerzas de cohesión atómica.
3.2 Conducción En un dieléctrico, la conducción se da debido a que la polarización aumenta con la intensidad del campo externo, entonces si el campo aumenta hasta un punto tal en el cual las fuerzas de cohesión no pueden mantener juntas las cargas, el átomo se ioniza por desprendimiento de electrones. Estos electrones generan un efecto avalancha (desprendimiento de más electrones), que produce una circulación de corriente muy intensa, lo cual desborda en una ruptura dieléctrica.
3.3 Temperatura Al someter un dieléctrico a una tensión eléctrica, este es atravesado por corrientes de fuga. Al presentarse dichas corrientes, el dieléctrico genera calor debido al efecto Joule, lo cual representa pérdidas de energía.
∗ =
3
3.4 Ruptura dieléctrica La ruptura dieléctrica se produce cuando un material dieléctrico se convierte en conductor; debido a que la intensidad de un campo eléctrico genera un potencial que ioniza el material, produciendo así la circulación de una corriente eléctrica (arco).
4. Tipos y Propiedades de los aislantes gaseosos Algunos materiales gaseosos son aislantes y que en presencia de campos eléctricos elevados pueden convertirse en materiales conductores, esta condición de conducción es conocida como descarga. El aislante gaseoso de más amplio uso es el aire y lo podemos encontrar en sistemas de transmisión de alta, media y baja tensión. Otros aislantes gaseosos poseen propiedades y características diferentes debido a que son elementos naturales o producto de reacciones químicas.
4.1 Aire El aire es un material aislante y los elementos que lo componen pueden ser considerados de la misma forma. La composición del aire se ilustra en la siguiente tabla: Nitrógeno Oxígeno
78% 20.99 %
Argón
0.9325 %
Gas carbónico
0.03 %
Hidrógeno
0.01 %
Neón, Helio, Kriptón, Xenón
< 0.01 %
Tabla 1. Elementos gaseosos que conforman el aire.
Propiedades del aire:
28.95/ −213.4 °
Peso molecular: Punto de fusión: Fase líquida: Densidad del líquido (1.013 bar en el punto de ebullición):
−194.5 °
Punto de ebullición: Calor latente de vaporización (1.013 bar): Punto crítico: Temperatura crítica: Presión critica: Conductividad térmica 4.2 Dióxido de carbono
875 /
198.7 /
−140.5 ° 37.71 1.013 0 ° 32 °: 23.94 /
El dióxido de carbono es un gas resultante de la combinación de dos materiales: el carbono y el oxígeno. El CO2 es un gas de olor ligeramente picante, incoloro y más pesado que el aire, dicho gas es utilizado por tener un adecuado aislamiento, capacidad para extinguir el arco eléctrico, estabilidad química, no es inflamable, no explota. El CO2 es usado en equipos de potencia, puesto
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que la cantidad que se usa de estos y su contaminación es despreciable en comparación con las emisiones globales.
Propiedades del dióxido de carbono:
44.01 /
Peso molecular: Fase sólida Calor de fusión (1.013 bares):
196.104/. Densidad del solido: 1562 / Punto crítico Temperatura crítica: 31 ° Presión crítica: 73.825 Densidad crítica: 464 / Conductividad térmica 1.013 0 ° 32 °: 14.65/
4.3 Nitrógeno
Este gas inerte posee varias aplicaciones industriales; en su forma gaseosa es neutro, incoloro, inerte y no permite la vida, es usado como protección contra impurezas y oxidación en semiconductores. En su forma fría y líquida se lo utiliza como medio de enfriamiento de dispositivos eléctricos.
Propiedades del nitrógeno:
Peso molecular: Punto de fusión: Fase líquida
28.01314 / −210 °
Densidad del líquido (1.013 bar en el punto de ebullición):
−195.9 ° 198.38 /
Punto de ebullición (1.013 bar): Calor latente de vaporización (1.013 bar): Punto crítico
808.607 /
−147 ° Presión crítica: 33.99 Densidad crítica: 314.03 / Conductividad térmica (1.013 0 ° 32 °): 24 / Temperatura crítica:
4.4 Hexafluoruro de azufre SF6
El Hexafluoruro de Azufre es un gas inerte más pesado que el aire, no es tóxico ni inflamable, pero es asfixiante y es el elemento que más produce efecto invernadero y no posee un color y olor característicos. Es químicamente muy estable, debido a que su estructura molecular se basa en un arreglo de átomos, en donde un átomo de Azufre cuyos seis electrones de valencia que constituyen los enlaces libres, son utilizados por seis átomos de Flúor para completar su capa electrónica periférica. Sus principales características son su alta constante dieléctrica y además puede apagar arcos eléctricos en forma efectiva debido a su alta capacidad calorífica y sus propiedades electronegativas, además posee una alta tasa de recombinación después de disociarse bajo el efecto de descargas elevadas, por lo que es muy empleado como gas aislante en equipos para distribución de energía eléctrica.
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4.5 Propiedades del Hexafluoruro de azufre SF6: Peso molecular: Fase sólida Calor de fusión (1.013 bares, en el punto triple): Fase líquida Densidad del líquido (1.013 bar en el punto de ebullición): Punto de ebullición (en el punto triple): Presión de vapor (a 21 °C): Punto crítico Temperatura crítica: Presión crítica: Densidad crítica:
146.05 /
4.6 Vacío
39.75 /. 1880 / −63.9 °
21.5 / 45.5 ° 37.59 314.03 / Conductividad térmica (1.013 0 ° 32 °): 12.058 /
La interrupción de corriente en el vacío es considerada una técnica de conmutación ideal, y en la actualidad es una gran solución en equipos de alta tensión.
5. Gas Hexafluoruro de azufre SF6 Como ya se mencionó anteriormente, el Hexafluoruro de azufre es uno de los mejores gases aislantes que existe, ya que posee un valor elevado de la constante dieléctrica. El SF6 posee la capacidad de absorber electrones, debido al carácter muy electronegativo del átomo de Flúor, al que le falta un electrón para que su capa exterior quede completa, lo que crea un nivel de atracción muy elevado para todos los electrones que entren en su zona de influencia, impidiendo así la circulación de corriente.
5.1 Almacenamiento y Transporte 5.1.1 Almacenamiento El almacenamiento del SF6 se debe realizar en áreas secas, frescas, bien ventiladas y lejos de lugares de tráfico vehicular, además no se debe permitir que en dichas áreas la temperatura exceda los 52 °C. Los cilindros de almacenamiento se los deben colocar parados y bien asegurados para evitar cualquier daño físico como golpes, no se los debe arrastrar, deslizar o hacer rodar, no se los debe calentar y no se los puede almacenar por periodos largos. Se debe utilizar una válvula de control o de retención para evitar riesgos de retroceso de flujo al interior del cilindro. La carga de los cilindros debe ser efectuada por el fabricante o se debe contar con su debido consentimiento.
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Figura 1. Cilindros de almacenamiento para el SF6.
5.1.2
Transporte
Al transportar se debe verificar que los cilindros se encuentren en posición vertical, jamás transportar los cilindros en los baúles de los automóviles, compartimientos cerrados, cabinas de camiones o en compartimientos de pasajeros, los cilindros deben estar asegurados en plataformas.
5.2 Degradación del Hexafluoruro de azufre SF6 La degradación del SF6 (vida media de 3200 años), se puede dar por la adición de vapor de agua, aire u otros gases producto de la descomposición del propio SF6. El aire mezclado en concentraciones mayores al 20% puede reducir significativamente la rigidez del SF6.
5.3 Impactos ambientales del Hexafluoruro de azufre SF6 En caso de escapar a la atmósfera, el SF6 contribuye al efecto invernadero, debido a que su molécula es muy reflectante, por su gran densidad, por lo cual se toman las medidas necesarias para evitar esto. Se debe utilizar un equipo de recuperación de gas, para evitar posibles escapes, además se debe de contar con una instrucción medioambiental para el correcto uso de este compuesto. En su forma pura, el SF6 no es tóxico, ni peligroso al ser inhalado, sin embargo, debido a que es casi seis veces más pesado que el aire, desplaza el oxígeno, existiendo el riesgo de asfixia para las personas. Los gases que afectan la capa de ozono contienen cloro, el SF6 no contiene cloro en su composición y en consecuencia no daña la capa de ozono.
5.4 Regeneración y Reciclaje La regeneración y reciclaje del SF6 se realiza en plantas criogénicas. La reutilización del SF6, trata de prevenir las emisiones, tanto como sea posible durante el servicio y retiro del equipo. El SF6 extraído de un equipo eléctrico, debe cumplir con requisitos de calidad que garanticen su pureza, para poder ser reutilizado en un equipo. Además, el gas usado puede ser considerado como un producto o materia prima para la producción de nuevo SF6 y puede ser devuelto al fabricante del gas.
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Durante el proceso de regeneración, la etapa criogénica elimina gases no condensables tales como el nitrógeno, y un proceso de filtrado elimina contaminantes como agua, diversos ácidos, subproductos tóxicos y aceite. Todo este proceso se realiza de manera automática para evitar los peligros de contacto con el operario y la exposición ambiental.
Figura 2. Ciclo de vida del SF6.
5.5 Destrucción La rigidez dieléctrica del SF6 en casi todas las aplicaciones, es directamente proporcional a la densidad del gas, cuando este empieza a pasar a su estado líquido, su densidad baja y puede presentar fallas. Si la inspección del SF6 revela que el gas no reúne los requisitos de reutilización, este ha de ser puesto a disposición de una instalación química, para ser destruido mediante incineración. El SF6 puede ser destruido calentándolo con caliza en un horno de altas temperaturas, con este proceso el gas se transforma en yeso y flúor, mismos que por su composición natural, son no tóxicos y completamente inofensivos para el medio ambiente.
5.6 Aplicaciones Las aplicaciones del gas Hexafluoruro de azufre como dieléctrico son diversas, entre las más importantes tenemos:
Interruptores de media y alta tensión, usados como medio de extinción del arco Seccionadores. Reconectadores. Transformadores. Interruptores automáticos Subestaciones aisladas en gas GIS. Guías de ondas de radar
Todas estas aplicaciones son sistemas cerrados, muy seguros, sin posibilidades de filtraciones. 8
6. El aire como aislante gaseoso El aire se encuentra prácticamente rodeando a todos los implementos y dispositivos que conducen corriente eléctrica. En las líneas aéreas, por ejemplo, es prácticamente el único aislante; los aisladores de porcelana o vidrio lo que hacen es mantener a los conductores a una distancia entre sí y las torres tal que el aislamiento proporcionado por el aire sea el suficiente y no se produzca una descarga a través de él. El aire es un material que en la práctica no es del todo homogéneo y que se halla afectado por una serie de condiciones tales como presión, humedad, temperatura, polvo, etc., que tienen que ser considerados al hacer un estudio de sus propiedades dieléctricas. Es prácticamente imposible determinar en forma exacta cuál va a ser su "resistencia dieléctrica" o cuál es la intensidad de campo eléctrico que, provocado por una tensión produciría una ruptura dieléctrica. Los conocimientos que se tienen actualmente son puramente experimentales y se basan en pruebas en líneas o en laboratorios especializados de alta tensión.
7. Pruebas en aislantes gaseosos Las pruebas se basan en el estudio experimental del comportamiento de los gases aislantes frente a altos voltajes, y la comprobación experimental de la ley de Paschen.
7.1 Método de prueba estándar para determinar el voltaje de ruptura y rigidez dieléctrica de gases aislantes a frecuencias de energía industrial. Este método de prueba realiza la determinación de la tensión de ruptura y rigidez dieléctrica de gases aislantes, utilizados en transformadores, interruptores, cables y aparatos similares. Durante el ensayo se utiliza electrodos planos o esféricos que proporcionan un campo casi uniforme en el área de descarga de energía eléctrica. El método utiliza una cámara de presión para gas, compuesta por un cilindro de vidrio, completamente sellada. La tasa de aumento de tensión será de 0.5 kV/s.
Figura 3. Cámara de presión con electrodos esféricos para pruebas de rigidez dieléctrica en gases aislantes.
El flujo de gas a utilizar dentro de la cámara debe ser controlado mediante una válvula. Además antes de realizar la prueba, tanto el gas como la cámara deben estar a temperatura ambiente.
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7.2 Procedimiento del ensayo en gases aislantes Las pruebas de rigidez dieléctrica en gases aislantes deben realizarse de la siguiente manera:
Evacuar la cámara a una presión menor de 133 kPa. Llenar la cámara con el gas de prueba a la presión atmosférica o ligeramente por encima. Nuevamente evacuar la cámara a una presión menor de 133 kPa. Llenar la celda con el gas de prueba a la presión de 5 bares o a presión atmosférica. Aplicar la tensión aumentando desde cero a un ritmo de aproximadamente 0.5 kV/s hasta que se produzca la ruptura. Hacer cinco pruebas y obtener el promedio correspondiente. Registre el voltaje de ruptura. Para poner a prueba una segunda muestra se debe repetir el procedimiento realizado previamente. 8. Subestaciones eléctricas aisladas en SF6 Las Subestaciones Eléctricas aisladas en gas usan estos elementos para el aislamiento eléctrico de sus distintos componentes de maniobra, medición, barras, etc. Las Subestaciones Eléctricas clásicas eran aisladas en aire (AIS: Air-Insulated Switchgear); sin embargo, en la actualidad, debido a sus propiedades óptimas, es más utilizado el hexafloruro de azufre. Cuando se trata de alta tensión su denominación común es GIS (Gas-Insulated Switchgear). En media tensión se denominan MV-GIS (Medium Voltage-Gas-Insulated Switchgear). La primera GIS de alta tensión se instaló en 1966 en Plessis-Gassot, Francia, esta fue un prototipo experimental de 245 kV. Las ventajas más importantes a favor de las GIS es que son de rápido montaje, poseen alta confiabilidad, con materiales de alto rendimiento, durabilidad y de muy bajo mantenimiento y sobre todo sus dimensiones son muy reducidas. El volumen ocupado por una GIS está entre el 3 al 8% del que le corresponde a una AIS de la misma tensión nominal y para las mismas funciones. Del mismo modo, el área ocupada por una GIS está entre el 3 al 12% de la que le corresponde a una AIS de la misma tensión nominal y para las mismas funciones.
Figura 4. Subestación eléctrica aislada en SF6 (GIS).
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8.1 Aplicaciones de SSEE aisladas en SF6 Como ya se mencionó la ventaja principal de las GIS es el espacio reducido que ocupan, por lo que resulta muy conveniente su utilización en zonas pobladas en donde se carece de espacio suficiente para la instalación de una AIS. Las Subestaciones GIS tienen sus partes aisladas en hexafloruro de azufre, en lugar de aislación en aire como en las Subestaciones AIS. Cada equipo de alta tensión, está encapsulado independientemente en un compartimiento metálico provisto de gas SF6 a presión mayor que la atmosférica. Se forman así módulos individuales, que luego se interconectan mecánica y eléctricamente entre sí utilizando bridas selladas y atornilladas. Los módulos individuales corresponden a:
Módulo de juego de barras principales o colectoras. Módulo del interruptor de potencia. Módulo de seccionador de barras. Módulo de seccionador de línea. Módulo de seccionador de puesta a tierra. Módulo de seccionador de aislamiento. Módulo de transformador de corriente. Módulo de transformador de tensión. Módulo de transformador de tensión de barras. Módulo de descargador de sobretensiones. Módulo de empalme con cable subterráneo. Módulo de empalme con línea aérea. Módulo de Cuchillas de puesta tierra. Cubículo de control local integrado. Módulo de empalme con máquinas (transformador/autotransformador de potencia, reactor, etc.).
Figura 5. Sección transversal de una GIS. 1 Interruptor de potencia. 2 Accionamiento de acumulador de resorte con unidad de control del interruptor de potencia. 3 Módulo de salida con seccionador y cuchilla de tierra. 4 Módulo divisor. 5 Transformador de corriente. 6 Transformador de tensión. 7 Caja de bornes del transformador. 8 Cuchilla de tierra r ápida. 9 Salida de cable. 10 Bushing aéreo. 11 Bastidor
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8.2 Interruptores de potencia Los interruptores de las GIS utilizan el principio de autocompresión. Ante un cortocircuito, el SF6 se recalienta debido al contacto con la energía desarrollada por el arco eléctrico, aumentando así la presión en el interior del cilindro de contacto, sumándose a la presión de separación propia de su mecanismo de accionamiento. Así la presión total en el interior de mecanismo es capaz de extinguir el arco eléctrico. De este modo, los accionamientos modernos son simples y basados en la acumulación de energía en resortes. Los interruptores modernos de alta tensión soportan hasta 500 kV y poseen una vida útil de alrededor de 10000 operaciones. En tensiones superiores se utilizan accionamientos electrohidráulicos, constructivamente muy compactos, y con un control simplificado de las válvulas. El accionamiento por acumulador de resorte proporciona la fuerza necesaria para abrir y cerrar el interruptor de potencia, este se encuentra alojado en una caja compacta de aluminio anticorrosivo. Los resortes de cierre y de apertura están dispuestos de manera visible en el bloque de accionamiento. La unidad del accionamiento está separada de los compartimentos de gas SF6. El empleo de rodamientos y un mecanismo tensor que no exige mantenimiento garantizan el funcionamiento seguro del módulo.
Figura 6. Módulo del interruptor de potencia. 1 Disparador “Cerrar”. 2 Leva. 3 Mecanismo de reenvío. 4 Barra de accionamiento. 5 Biela del resorte de cierre. 6 Biela del resorte de apertura. 7 Resorte de cierre. 8 Tensor manual. 9 Mecanismo tensor. 10 Eje tensor. 11 Palanca de rodillos. 12 Amortiguador “Cerrar”. 13 Eje de maniobra. 14 Amortiguador “Abrir”. 15 Disparador “Abrir”. 16 Caja del accionamiento. 17 Resorte de apertura.
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8.3 Transformadores de corriente Los transformadores de corriente son de tipo inductivo y se pueden instalar en cualquier punto de la GIS, ya que su primario está constituido por la barra conductora de alta tensión que puede ser del tipo barra pasante o tipo toroidal, mientras que los secundarios deben ser devanados sobre los núcleos anulares que forman el circuito magnético. El SF6 es el aislamiento principal entre devanados. Los núcleos y devanados secundarios deben alojarse en una envolvente metálica conectada al potencial de tierra, mientras que sus terminales deben salir a través de las envolventes metálicas hasta una caja de conexiones exterior, donde deben ser rematadas en tablillas cortocircuitables. Los transformadores deben soportar un 20% de sobrecorriente de manera permanente, sin rebasar los límites de temperatura estipulados. Deben ser capaces de resistir los esfuerzos térmicos y dinámicos que resulten de un c orto circuito (la corriente que soportan los devanados primarios al estar cortocircuitados sin exceder los límites de temperatura es de 31.5 kA).
Figura 7. Módulo del transformador de corriente. (1) envoltura, (2) barra de tracción, (3) núcleos, (4) paso de cables de BT, (5) barra conductora de AT.
8.4 Transformadores de potencial Los transformadores de potencial pueden ser tipo inductivo o capacitivo. Todo el conjunto debe estar alojado en un compartimento metálico, lleno de gas como aislamiento principal entre devanados, mientras que las terminales de los devanados secundarios deben llevarse a una caja de conexiones exterior, donde deben rematarse en tablillas de terminales con porta fusibles integrados. Los TP se pueden colocar antes o detrás del seccionador de salida y deben diseñarse para que los devanados puedan llevar una tensión igual a 1.2 veces el valor de su tensión nominal, además deben ser capaces de resistir los esfuerzos térmicos y dinámicos que resulten de un cortocircuito.
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Figura 8. Módulo del transformador de potencial (1) transformador, (2) envoltura, (3) barra conductora de AT, (4) aislador cónico.
8.5 Cuchillas de tierra Las cuchillas de Puesta a Tierra son dispositivos que sirven para dar seguridad durante trabajos de mantenimiento tanto al personal como al propio equipo, por lo que se requiere que todas las partes conductoras de los equipos que necesitan mantenimiento o revisión, deben contar con conexiones a tierra, mediante cuchillas de puesta a tierra. La localización de las cuchillas se debe indicar en un diagrama unifilar. Las cuchillas de puesta a tierra son interruptores de puesta a tierra con contacto móvil en forma de clavija, estas deben de estar dentro de la envolvente metálica y deben ser accionadas mediante un resorte tensado por motores; el aislamiento principal entre contactos y la envolvente metálica debe ser el SF6. La cuchilla debe estar formada por tres polos de operación independiente en el caso de subestaciones con envolventes monofásicos, y de operación tripolar en el caso de envolventes trifásicos.
8.6 Barras Su compartimiento está formado por barras conductoras de aluminio o cobre, de sección circular y soportadas por aisladores situados a lo largo de la envolvente metálica. El espacio entre las barras conductoras y su envolvente permanece con SF6 a presión mayor que la atmosférica. Hasta la tensión nominal de 145 kV existen envolventes tripolares (las tres fases dentro de un mismo encapsulado). A partir de esa tensión, son unipolares (fases separadas). Las GIS unipolares son más voluminosas que las tripolares. También las tripolares tienen un mantenimiento más sencillo debido a que poseen menos partes móviles y por ser una sola envolvente en lugar de tres, la posibilidad de fugas de gas es menor. Además, los flujos magnéticos de cada una de las tres fases se compensan, ahorrando así pérdidas de energía.
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Figura 9. Módulo tripolar de barras.
8.7 Sistemas de control El sistema de control de cada módulo de la subestación, se realiza mediante tableros de comando y control, que se disponen de manera individual en un gabinete de control general, mismo que puede ser comandado de la siguiente manera:
Local, en el propio gabinete de control desde el tablero respectivo a cada módulo. Remoto desde la sala de control general ubicada en el mismo edificio. Remoto desde un centro de despacho de cargas regional y/o nacional.
Figura 10. Gabinete de control general de una subestación.
El gabinete se debe construir con base de lámina y perfiles estructurales de hierro, se lo debe montar sobre el piso y debe ser diseñado para recibir el cableado externo por la parte inferior. Estos gabinetes deben contar con los equipos y aparatos necesarios para desempeñar las siguientes funciones básicas.
Control local de los equipos de maniobra, cuchillas e interruptores. Señalización de alarmas locales y remotas para la indicación de fallas en algún módulo. Centralización del cableado, incluyendo circuitos de control de interferencia de los diferentes módulos, circuito de señalización y de alarmas, circuitos de cierre, disparo y bloqueo, circuitos secundarios de transformadores, cableado de contactos auxiliares, circuitos de fuerza y calefacción. Representación del diagrama unifilar de la subestación en la parte frontal del gabinete, de acuerdo a la clave de colores siguiente:
morado para tensiones de 123 kV y 138 kV
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verde para tensiones de 139 kV a 161 kV
amarillo para tensiones de 230 kV
azul para tensiones superiores a 230 kV Control y protección de circuitos de alimentación auxiliares, mediante elementos tales como relevadores, arrancadores, interruptores termomagnéticos, fusibles, entre otros. Enlace con el tablero de control, medición y protección de la subestación.
8.8 Sistemas de monitoreo del SF6 8.8.1 La detección de fugas de gas SF6 Debido al alto potencial de calentamiento global y la posible contaminación a través de las fugas que produce el SF6, se realiza rigurosas técnicas de control.
La detección de SF6 con espectrofotometría (Sensor infrarrojo no dispersivo) La mayoría de los gases absorben ciertas longitudes de onda de la luz infrarroja, esta característica es utilizada para el análisis cuantitativo del SF6 ya que es directamente proporcional a la concentración de la sustancia absorbente. La sensibilidad del instrumento es aproximadamente una tasa de fuga de 3,43 g/año.
Detección de gas con cámara por infrarrojos Esta técnica se basa en la tecnología de visualización térmica, las cámaras equipadas con filtros especiales detectan varios gases, que pueden aparecer en las subestaciones y por lo tanto perjudicar la medición. El principal problema de esta tecnología es la dificultad de medir bajo radiación solar.
La detección de los iones de gas en vacío Estos dispositivos detectan la alteración de las características eléctricas del aire cerca de un sensor. Esta tecnología tiene sus raíces en la industria de la refrigeración y constituye una solución de bajo coste para detectar fugas de cualquier gas. Por lo general se alcanza una alta sensibilidad y regulación. Sin embargo esta alta sensibilidad puede provocar errores en ciertas aplicaciones, ya que la alarma puede ser provocada por el viento y gases halógenos solventes como pinturas.
Figura 11. Detección de fugas del SF6 en una subestación eléctrica
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8.8.2
Supervisión del gas:
Debido a que la resistencia dieléctrica del SF6, depende principalmente de su densidad y ésta de la variación de la presión del gas, se debe medir la densidad en forma directa o indirecta a través de la medición de la presión, compensando las variaciones de ésta, originadas por cambios de temperatura. Para llevar a cabo la supervisión de gas en forma individual para cada uno de los compartimentos, debe disponerse de dispositivos provistos de contactos de señalización para alarma y bloqueo. Estos dispositivos deben enviar señales de alerta cuando la presión a la que está sometida el SF6 disminuye, entonces se bloqueara el mecanismo de operación para realizar el respectivo mantenimiento y revisión.
9. Subestaciones eléctricas aisladas en aire Son tradicionalmente las más utilizadas. La aparamenta, cables y embarrados se encuentran aislados en aire. Además, por este motivo cada dispositivo se encuentra de manera individual y separado del resto. Los tamaños de los dispositivos resultan mucho mayores en conjunto ya que las distancias de seguridad a tener en cuenta son muy grandes. Gran parte del siglo XX se centró en el desarrollo de nuevas tecnologías que aumentaran la capacidad, la disponibilidad y redujeran el mantenimiento de las AIS, y también en la solución de aspectos como el tamaño, la velocidad y la automatización.
Figura 12. Subestación eléctrica aislada en aire (AIS).
9.1 Aplicaciones de SSEE aisladas en aire Las AIS son ampliamente utilizadas en sectores que se cuenta con el espacio necesario para su construcción, ya que en estos casos resulta más económico su construcción en lugar de una GIS.
9.2 Configuraciones de barra y seccionamiento 9.2.1 Arreglo barra simple, interruptor simple La configuración de la barra simple, es la más sencilla y por tanto la más económica, se usa preferiblemente en subestaciones de menor tamaño, todos los circuitos de la subestación se encuentran conectados a una misma barra. El principal inconveniente es que para dar
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mantenimiento a cualquier equipo adyacente a la barra se debe poner fuera de servicio toda la subestación. Si la revisión se realiza en el interruptor o en el conjunto interruptor-transformador, solo debe ponerse fuera de servicio el aparato afectado, con lo cual quedaría fuera servicio y sin alimentación el circuito conectado a través de dicho aparato. El depender de una sola barra principal puede ocasionar paradas graves en el caso de un fallo en el interruptor o en la barra.
9.2.2 Arreglo de barra simple con by-pass Para evitar los inconvenientes de la configuración de barra simple, se instala en paralelo con cada módulo, un seccionador llamado de by-pass. Esto permite que, en el caso de tener que realizar trabajos en un interruptor, se puede dar servicio a la posición afectada a través del seccionador de by-pass. Mientras el servicio esté por by-pass la instalación queda sin protecciones, y en el supuesto de una perturbación, dispararán los interruptores de las líneas de alimentación.
9.2.3 Arreglo barra principal y barra de transferencia La disposición de barra simple y barra de transferencia consiste en añadir una barra auxiliar a la configuración de barra simple. Se añade un acoplamiento en las barras, uniendo de esta manera las barras principal y de transferencia. Esta configuración se desarrolló para permitir el mantenimiento al interruptor. Cuando un interruptor requiera ser mantenido, se sustituyen sus funciones por el interruptor de enlace de barras para no dejar sin tensión al circuito. Aunque esta disposición es de bajo coste y soluciona bastantes de los problemas de la configuración de barra simple. Aun así, no llega a los altos grados de seguridad de servicio y flexibilidad requeridos actualmente por el Sistema Eléctrico.
9.2.4 Arreglo barra doble, interruptor simple En la configuración de doble barra e interruptor simple, al igual que en otras configuraciones de barras dobles, se requiere un gran espacio físico para su construcción; los objetos se dividen típicamente entre las barras colectoras, de manera que la subestación está conectada como en una configuración de barra simple seccionada. Cuando se requiere el mantenimiento en una de las barras o seccionadores adyacentes, los demás equipos se pueden transferir a una sola barra. En este caso sólo se verá afectado el objeto que requiere mantenimiento. La configuración de doble barra e interruptor simple se introdujo para hacer posible el mantenimiento de los seccionadores adyacentes a la barra sin que ello afecte a los demás objetos conectados en la subestación.
9.2.5 Arreglo barra doble, interruptor doble En la configuración de doble barra con doble interruptor, se tiene dos interruptores por cada circuito (lo que ocasiona que el arreglo sea costoso) y normalmente cada circuito está conectado a las dos barras. En algunos casos, la mitad de los circuitos pueden trabajar con cada barra.
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En esta configuración, el fallo de una barra o interruptor ocasionaría la pérdida de la mitad de los circuitos. Sin embargo, cuando todos los circuitos están conectados para poder funcionar con ambas barras, el grado de seguridad de servicio es elevado. Este sistema es usado generalmente en Media Tensión.
9.2.6 Arreglo barra en anillo En una configuración en anillo, todos los objetos se conectan a través de dos interruptores al mismo. Hay por tanto el mismo número de circuitos que de interruptores. Durante el funcionamiento normal, todos los interruptores están cerrados. Cuando se presenta un fallo en un circuito, se disparan solamente dos interruptores. Durante el mantenimiento de un interruptor, el anillo queda roto pero todas las líneas siguen en servicio. Los circuitos conectados al anillo están dispuestos de forma que los circuitos de generación se alternen con las cargas. Cuando se produce una parada prolongada, puede abrirse el seccionador de línea y cerrarse el anillo. Las configuraciones en anillo ofrecen una disponibilidad muy buena, pero son difíciles de ampliar. Una configuración en anillo típica contiene un máximo de seis circuitos. El arreglo de anillo es de bajo coste, posee buena regularidad de servicio, es seguro y flexible y normalmente se considera adecuado para subestaciones importantes hasta un máximo de cinco circuitos. La configuración en anillo tiene el inconveniente de ser de difícil ampliación, además de quedar abierto ante el disparo de cualquiera de sus circuitos. Para evitar estos inconvenientes se pueden añadir interruptores intermedios que permiten la formación de subanillos además de permitir su ampliación en cualquier dirección. Sin embargo, el aumento de interruptores encarece la subestación.
9.2.7 Arreglo interruptor y medio En la configuración de un interruptor y medio, también llamada de triple conexión, tiene tres interruptores en serie entre las barras principales. Dos circuitos están conectados entre los tres interruptores, cada circuito se conecta a una barra mediante un interruptor y comparten entre sí un tercer interruptor. En condiciones de trabajo normales, todos los interruptores están cerrados y las dos barras están con tensión. Para la realización de mantenimiento, se desconecta un circuito abriendo los dos interruptores que le corresponden. Cualquiera de las dos barras puede quedar fuera del sistema en cualquier momento sin interrumpir el servicio. La disposición de interruptor y medio requiere gran espacio físico para su construcción y es más cara que las otras, excepto para el caso del arreglo de doble interruptor y doble barra. Sin embargo, es superior en flexibilidad, regularidad y seguridad.
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10. Comparación entre las subestaciones AIS y GIS
11. Conclusiones y Recomendaciones. En los últimos años se ha avanzado de manera muy significativa en el desarrollo de la GIS, permitiendo reducir espacios en las subestaciones eléctricas, además también se han creado centros de investigación dedicados al desarrollo de maneras de realizar el reciclaje del SF6, impidiendo así cualquier posibilidad de contaminación ambiental. Las principales ventajas de utilizar una GIS son su espacio reducido, su elevada compactación y su bajo impacto ambiental y visual. Sin embargo un AIS tiene la aparamenta separada individualmente que permite sustituciones sencillas y además es más barata en coste. 12. Bibliografía
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