COORDINACIÓN DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN Gerencia Técnica
DIAGRAMAS UNIFILARES Y ARREGLOS DE BARRAS EN SUBESTACIONES MAYO DE 2005
Autor: Ing. Gerardo Ramírez Martíne
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Alcance 1.
Simbología
2.
Arreglos de barras para subestaciones •
Barra Principal y Barra de Transferencia
•
Barra Principal y Barra Auxiliar
•
Doble Barra y Barra de Transferencia
•
Anillo
•
Interruptor y Medio
•
Doble Barra y Doble Interruptor
•
Otros arreglos o
Barra simple
o
Barra simple con cuchilla de “by-pass”
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Simbología
Interruptor de potencia Cuchilla desconectadora
Cuchilla desconectadora con puesta a tierra
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Simbología
Transformador de potencia
Transformador de potencia con devanado terciario
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Simbología
Autotransformador de potencia
Autotransformador de potencia con devanado terciario
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Simbología
Transformador de corriente tipo devanado
Transformador de corriente tipo boquilla
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Simbología
Transformador de potencial inductivo
Transformador de potencial capacitivo
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Simbología
Apartarrayos
Trampa de onda
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Simbología
CEV Compensador Estático de VAr’s (SVC Static VAr Compensator)
Válvula de tiristores
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Simbología
Reactor controlado por tiristores (TCR Thyristor Controlled Reactor)
Capacitor conmutado por tiristores (TSC Thyristor Switched Capacitor)
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Simbología
Filtro de armónicas (5ª ó 7ª)
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Simbología
Banco de capacitores
Reactor de potencia
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Simbología
Barra colectora Punto de conexión
Salida de línea de transmisión
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Diagrama unifilar simplificado
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Barra Principal y Barra de Transferencia
V
D
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Barra Principal y Barra de Transferencia Ventajas Permite dar mantenimiento a los interruptores (uno a la vez) sin perder el elemento (LT, banco de transformación...) a que pertenezca el interruptor a reparar. Pocas maniobras para transferir un elemento al interruptor de transferencia. No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los elementos y la funcionalidad de la subestación, condición que facilita el acomodo inicial de elementos y la realización de ampliaciones. Con un interruptor fuera de servicio (interruptor de transferencia en
uso), el “disparo” o salidadisparado. de un elemento, ocasiona la pérdida de únicamente el elemento Con las previsiones adecuadas, puede escalarse al arreglo de barra principal y barra auxiliar, o bien, al arreglo de doble barra y barra de transferencia; en ambos casos, sin reacomodo de equipos. Unifilar
Corte
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Barra Principal y Barra de Transferencia Desventajas Una falla en la barra principal ocasiona la pérdida de todos los
elementos detransferir la subestación. Es necesario los disparos de protecciones al interruptor de transferencia, cuando éste se está usando. No permite desenergizar la barra principal sin tener que desconectar todos los elementos de la subestación. No se pueden realizar arreglos de relieve bajo, ya que requiere tres niveles de barras para la conectividad entre equipos y barras.
Unifilar
Corte
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Barra Principal y Barra de Transferencia V
CAMINO PRINCIPAL
CAMINO DE MANTENIMIENTO
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Barra Principal y Barra de Transferencia Equipo primario requerido • Interruptores
n+1
• Cuchillas • TC’s • TP’s
3n+2 3n 3TPC’sporcadaLTparaprotección, medición y verificación de sincronismo. 3 TPI’s en la barra principal para balance de energía y verificación de sincronismo. 3 TPI’s para cada banco cuyo lado de baja tensión se conecte a estas barras. 2 por cada LT que tenga comunicación carrier. 3n+1*
• Trampas de onda • Apartarrayos
n ≡ número de elementos * únicamente cuando la transformación sea con unidades monofásicas.
Unifilar
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Barra Principal y Barra Auxiliar
V
D
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Barra Principal y Barra Auxiliar Ventajas Permite dar mantenimiento a los interruptores (uno a la vez) sin perder el elemento a que pertenezca el interruptor a reparar. Durante el funcionamiento normal de la subestación, una falla en cualquiera de las dos barras, ocasiona la pérdida de únicamente los elementos conectados a la barra fallada. Permite desenergizar cualquiera de las dos barras para su limpieza o mantenimiento, sin perder ninguno de los elementos. No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los elementos y la funcionalidad de la subestación, condición que facilita el acomodo inicial de elementos y la realización de ampliaciones. Con un interruptor fuera de servicio (interruptor de transferencia en uso), el “disparo” o salida de un elemento, ocasiona la pérdida de
únicamente disparado. Permite que ella elemento subestación pueda ser operada como dos subestaciones independientes de barra simple, sin limitación en la selección de los elementos de cada barra. Con las previsiones adecuadas, puede escalarse al arreglo de doble barra y barra de transferencia, sin reacomodo de equipos. Unifilar
Co
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Barra Principal y Barra Auxiliar Desventajas Muchas maniobras para usar el interruptor de amarre como interruptor de transferencia, ya que es necesario mudar todos los elementos conectados a la barra auxiliar hacia la barra principal. Es necesario transferir los disparos de protecciones al interruptor de transferencia, cuando éste se está usando. No se pueden realizar arreglos de relieve bajo, ya que requiere tres niveles de barras para la conectividad entre equipos y barras.
Unifilar
Co
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Barra Principal y Barra Auxiliar V
CAMINO PRINCIPAL
CAMINO DE MANTENIMIENTO
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Barra Principal y Barra Auxiliar Equipo primario requerido • Interruptores • Cuchillas • TC’s • TP’s
• Trampas de onda • Apartarrayos
n+1 4n+2 3+ 3n 3TPC’sporcadaLTparaprotección, medición y verificación de sincronismo. 6 TPI’s, 3 en cada barra, para balance de energía y verificación de sincronismo. 3 TPI’s para cada banco cuyo lado de baja tensión se conecte a estas barras. 2 por cada LT que tenga comunicación carrier. 3n+1*
n ≡ número de elementos * únicamente cuando la transformación sea con unidades monofásicas.
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Doble Barra y Barra de Transferencia
V
D
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Doble Barra y Barra de Transferencia Ventajas Pocas maniobras para hacer uso del interruptor de transferencia. Permite dar mantenimiento a los interruptores (uno a la vez) sin perder
el a que pertenezca el interruptor a reparar. Laelemento falla de una de las barras ocasiona la pérdida de únicamente los elementos conectados a la barra fallada, aún en el caso en que se esté haciendo uso del interruptor de transferencia. Permite desenergizar cualquiera de las barras para su limpieza o mantenimiento, sin perder ninguno de los elementos. No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los elementos y la funcionalidad de la subestación, condición que facilita el acomodo inicial de elementos y la realización de ampliaciones. Con unel interruptor (interruptor de transferencia uso), “disparo” ofuera salidadedeservicio un elemento, ocasiona la pérdida deen únicamente el elemento disparado. Permite que la subestación pueda ser operada como dos subestaciones independientes de barra principal y barra de transferencia, sin limitación en la selección de los elementos de cada barra principal. Unifilar
Co
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Doble Barra y Barra de Transferencia Desventajas Es necesario transferir los disparos de protecciones al interruptor de transferencia, cuando éste se está usando.
En subestaciones de 400 kV se generan fuertes transitorios electromagnéticos durante la apertura y cierre de las cuchillas que se conectan a la barra de transferencia, fenómeno que se agrava con la longitud de esta barra. No se pueden realizar arreglos de relieve bajo, ya que requiere tres niveles de barras para la conectividad entre equipos y barras.
Unifilar
Co
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Doble Barra y Barra de Transferencia
V D
CAMINO PRINCIPAL
CAMINO DE MANTENIMIENTO
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Doble Barra y Barra de Transferencia Equipo primario requerido • Interruptores •• Cuchillas TC’s • TP’s
• Trampas de onda • Apartarrayos
n+2 4n+5 3+ 3n 3TPC’sporcadaLTparaprotección, medición y verificación de sincronismo. 6 TPI’s, 3 en cada barra principal para balance de energía y verificación de sincronismo. 3 TPI’s para cada banco cuyo lado de baja tensión se conecte a estas barras. 2 por cada LT que tenga comunicación carrier. 3n+1*
n ≡ número de elementos * únicamente cuando la transformación sea con unidades monofásicas.
Unifilar
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Escalamiento de arreglos
CAMINO PRINCIPAL
CAMINO DE MANTENIMIENTO
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Anillo
V
D
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Anillo Ventajas Permite dar mantenimiento a un interruptor cualquiera sin
perder los elementos adyacentes a dicho interruptor. Pocas maniobras para librar interruptores. Permite realizar arreglos de relieve bajo, ya que solo se requieren dos niveles para la conectividad entre equipos. Requerimientos mínimos de marcos estructurales.
Unifilar
Co
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Anillo Desventajas Cuando un interruptor está en mantenimiento, el disparo de un
elemento puede causar la pérdida deentre otroslaelementos. Existe un alto grado de compromiso ubicación física de los elementos y la funcionalidad de la subestación. La realización de ampliaciones resulta complicada, ya que es necesario romper el anillo. El respaldo por falla de interruptor en interruptores adyacentes a líneas de transmisión, no es enteramente local. Esta situación resulta inconveniente cuando se tienecon transformación generación compartiendo interruptor una línea de o transmisión (véase nota). Unifilar
Corte
Ejm1
Ejm2
N
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Anillo
V
115 kV (6 m)
Nivel 2
(3.8 m) Nivel 1
D
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Anillo Equipo primario requerido • Interruptores
n
•• Cuchillas TC’s • TP’s
3n 6n 3TPC’sporcadaLTparaprotección, medición y verificación de sincronismo. 3 TPI’s por cada banco de transformación para protección y medición. 3 TPI’s para cada banco cuyo lado de baja tensión se conecte a este arreglo.
• Trampas de onda • Apartarrayos
2carrier. por cada LT que tenga comunicación 3n+1*
n ≡ número de elementos * únicamente cuando la transformación sea con unidades monofásicas. Unifilar
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Interruptor y medio
V
D
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Interruptor y medio Ventajas Permite dar mantenimiento a un interruptor cualquiera de una rama sin perder los elementos conectados a esa rama, o bien, a más de un interruptor simultáneamente, siempre y cuando en una rama cualquiera no se saque de operación más de un interruptor. Pocas maniobras para librar interruptores. En condiciones normales, la pérdida de una barra no ocasiona la pérdida de elementos. En subestaciones en las que se tengan elementos debidamente distribuidos en las enlaces ramas, ante la pérdida las dos barras, se pueden mantener operativos entredeelementos.
Unifilar
Co
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Interruptor y medio Desventajas Cuando un interruptor está en mantenimiento, el disparo de un elemento puede causar la pérdida de otros elementos.
Existe un alto grado de compromiso la ubicación física de los elementos y la funcionalidad de laentre subestación. Absurdo para subestaciones con menos de 3 (tres) ramas ya que resulta en un arreglo de anillo con interruptores en serie (arreglo de interruptor inútil). No se pueden realizar arreglos de relieve bajo, ya que requiere tres niveles de barras para la conectividad entre equipos y barras. respaldo por falla de interruptor en interruptores adyacentes aEl líneas de transmisión, no es enteramente local. Esta situación resulta inconveniente cuando se tiene transformación o generación compartiendo interruptor con una línea de transmisión (véase nota). Unifilar
Corte
Ii
No
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Interruptor y medio Equipo primario requerido • •
Interruptores Cuchillas
• •
TC’s TP’s
•
Trampas de onda
1,5n1 + 2n2 4n1 + 5n2 6n1 + 6n2 3n+3n 3+ 6 Las 6 piezas corresponden a 3 TPI’s en cada barra para balance de energía* y verificación de sincronismo. 2 (dos) piezas por cada LT que tenga comunicación carrier 3n+1**
• Apartarrayos n ≡ número de elementos n1 ≡ número de elementos en ramas completas. n2 ≡ número de elementos en ramas incompletas. ≡
n3 arreglo númerodedebarras. bancos de transformación cuyo lado de baja tensión esté conectado a este *En este arreglo, en una rama conformada por dos líneas de transmisión operando con los interruptores de bus abiertos, el voltaje de las líneas no corresponde al voltaje de alguna de las dos barras, lo que provoca que la medición de energía sea incorrecta, por lo que esta práctica deberá revisarse. **Únicamente cuando la transformación sea con unidades monofásicas.
Unifilar
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Interruptor y medio V
CAMINO PERIMETRAL
1 BARRA
2 BARRA
1 BARRA
2 BARRA
DE
CAMINO DE MANTENIMI ENTO
CAMINO IMIENTO MANTEN
Arreglo físico en “I”
D
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Doble barra y doble interruptor
V
D
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Doble barra y doble interruptor Ventajas Permite dar mantenimiento a los interruptores (más de uno a la vez en ramas diferentes) sin perder el elemento a que pertenezca el interruptor a reparar.
Pocas maniobrasnormales, para librar interruptores. En condiciones la pérdida de una barra no ocasiona la pérdida de ningún elemento. Cuando un interruptor está en mantenimiento, el disparo de un elemento no causa la pérdida de otro elemento. Permite desenergizar cualquiera de las barras para su limpieza o mantenimiento, sin perder ninguno de los elementos. No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los elementos y la funcionalidad de la subestación, condición que facilita el acomodo inicial de elementos y la realización de ampliaciones. Con un interruptor fuera de servicio, el “disparo” o salida de un elemento, ocasiona la pérdida de únicamente el elemento disparado. Permite que la subestación pueda ser operada como dos subestaciones independientes de barra simple, sin limitación en la selección de los elementos de cada barra. Unifilar
Corte
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Doble barra y doble interruptor Desventajas No se pueden realizar arreglos de relieve bajo, ya que requiere tres niveles de barras para la conectividad entre equipos y barras.
Unifilar
Corte
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Doble barra y doble interruptor Equipo primario requerido • Interruptores
2n
• Cuchillas • TC’s • TP’s
5n 6n 3n 3n + 3+ 6 Las 6 piezas corresponden a 3 TPI’s en cada barra para balance de energía y verificación de sincronismo. 2 (dos) piezas por cada LT que tenga comunicación carrier
• Trampas de onda
•n ≡Apartarrayos 3n+1* 3 número de bancos de transformación cuyo lado de baja tensión esté conectado a este arreglo de barras. *Únicamente cuando la transformación sea con unidades monofásicas.
Unifilar
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Doble barra y doble interruptor BARRA 1
BARRA 2
V D
BARRA 1
CAMINO PERIMETRAL
BARRA 2
CAMINODE MANTENIMIENTO
CAMINODE MANTENIMIENTO
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Tabla resumen de equipos principales
EQUIPO
ARREGLO
BPyBT
BPyBA
DByBT
INTERRUPTOR Y MEDIO
ANILLO
INTERRUPTORES
n+1
n+1
n+2
n
CUCHILLAS
3n+2
4n+2
4n+5
3n
1,5n
Donde: n ≡ número de elementos n1 ≡ número de líneas o bancos de tran sformación en ramas completas en subestaciones de interruptor y medio n2 ≡ número de líneas o bancos de tran sformación en ramas completas en subestaciones de interruptor y medio
1
+ 2n2
4n1 + 5n2
DB y DI 2n 5n
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Cantidad de equipo requerido para cada arreglo INTERRUPTORES 25 BP y BT s 20 e r to p u r r 15 e t n I
BP y BA DB y BT
e d 10 d a d ti n a C 5
ANILLO INTERRUPTOR Y MEDIO DB y DI
0 1
2
3
4
5
6
7
8
Núm ero de Elem entos [n]
9
10
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Cantidad de Equipo Requerido para cada Arreglo CUCHILLAS 60 BP y BT 50 s a lil h 40 c u C e 30 d d a d it 20 n a C
BP y BA DB y BT ANILLO INTERRUPTOR Y MEDIO DB y DI
10 0 1
2
3
4
5
6
7
8
Núm ero de Ele m entos [n]
9
10
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Barra simple V D
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Barra simple Ventajas No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los
elementos y la funcionalidad de la subestación. Con un interruptor fuera de servicio, el “disparo” o salida de un elemento, ocasiona la pérdida de únicamente el elemento disparado. Permite realizar arreglos de relieve bajo, ya que solo se requieren dos niveles para la conectividad entre equipos.
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Barra simple Desventajas • El mantenimiento a un interruptor implica la pérdida del elemento correspondiente. • Una falla en la barra principal ocasiona la pérdida de todos los elementos de la subestación. • No permite desenergizar la barra principal sin tener que desconectar todos los elementos de la subestación.
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Barra simple Equipo primario requerido • • • •
Interruptores Cuchillas TC’s TP’s
• Trampas de onda • Apartarrayos
n 3n 3n n+3n3+3 Las 3 piezas corresponden a 3 TPI’s en la barra principal para balance de energía y verificación de sincronismo. 2 (dos) piezas por cada LT que tenga comunicación carrier 3n+1*
n3 ≡ número de bancos de transformación cuyo lado de baja tensión esté conectado a este arreglo de barras. *Únicamente cuando la transformación sea con unidades monofásicas.
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Barra simple con cuchilla de “by-pass” V D
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Barra simple con cuchilla de “by-pass” Ventajas No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los
elementos y la funcionalidad de la subestación. En sistemas radiales, el uso de la cuchilla de “by-pass” permite dar mantenimiento al interruptor del elemento que se trate, sin la pérdida del mismo.
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Barra simple con cuchilla de “by-pass” Desventajas • Una falla en la barra principal ocasiona la pérdida de todos los elementos de la subestación. • No permite desenergizar la barra principal sin tener que desconectar todos los elementos de la subestación. • En sistemas no radiales, la ocurrencia de una falla en una línea de transmisión que esté haciendo uso de la cuchilla de “by-pass”, requiere la operación de las protecciones de respaldo en las subestaciones remotas de todas las líneas de transmisión que converjan a la barra de la subestación (condición no aceptable en los proyectos a cargo de la CPTT).
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Conclusiones • •
Todos los arreglos descritos en estas notas tienen ventajas y desventajas. Todas las ventajas y desventajas descritas están relacionadas, por lo menos con alguno de los siguientes aspectos:
• •
• •
Diseño y construcción de la subestación. Mantenimiento de la subestación. Operación del sistema. Planeación y presupuestación del sistema.
Los responsables de las actividades antes mencionadas deben reconocer los alcances y limitaciones en el desempeño de una subestación, para un arreglo de barras seleccionado. Los arreglos de anillo e interruptor y medio no satisfacen en el caso general, el criterio básico de planeación del sistema, cuya premisa es que éste sea operable sin limitaciones en el escenario de n-1, es decir, con la previsión de que una contingencia ocasione la pérdida de solo un elemento. El arreglo de barra simple con cuchilla de “by-pass” en subestaciones de sistemas no radiales, provoca la pérdida de coordinación de protecciones de una parte del sistema. Desde el punto de vista del autor, los arreglos de
Barra Principal y Barra de Transferencia, Barra Principal y Barra Auxiliar, Doble Barra y Barra de Transferencia y Doble Barra y Doble Interruptor,
satisfacen los requerimientos de simplicidad de diseño, facilidad de mantenimiento, operación confiable del sistema y su planeación, por lo que su elección deberá depender, en todo caso, de la naturaleza, importancia y número de elementos de la subestación, tomando en cuenta las previsiones de crecimiento de la subestación.
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GRACIAS POR SU ATENCIÓN
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Nota La protección de respaldo por falla de interruptor en interruptores compartidos con líneas de transmisión, requiere la apertura del interruptor de línea de la subestación remota por medio de un disparo transferido directo a través de un canal de comunicación. La disponibilidad del canal de comunicación no resulta indispensable en aquellos casos en los que la falla sea de naturaleza eléctrica, puesto que la protección de línea en la subestación remota puede detectar la existencia de la falla a partir de las variables eléctricas disponibles (corriente y voltaje) en dicha subestación, y así disparar el interruptor correspondiente (zona 2 de relevadores de distancia 21’s y/o 67N). La disponibilidad del canal de comunicación resulta indispensable en aquellos casos en los que la falla sea de naturaleza mecánica (por ejemplo, falla de turbina) debido a que ninguna variable eléctrica en la subestación remota se ve afectada por esta situación, la cual también se presenta en equipos de transformación en los casos de fallas entre espiras. Por lo anterior, podemos afirmar que es riesgoso que la integridad de una unidad de generación o banco de transformación dependa de la disponibilidad de un canal de comunicación.
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Nota La protección de respaldo por falla de interruptor en interruptores compartidos con líneas de transmisión, requiere la apertura del interruptor de línea de la subestación remota por medio de un disparo transferido directo a través de un canal de comunicación. La disponibilidad del canal de comunicación no resulta indispensable en aquellos casos en los que la falla sea de naturaleza eléctrica, puesto que la protección de línea en la subestación remota puede detectar la existencia de la falla a partir de las variables eléctricas disponibles (corriente y voltaje) en dicha subestación, y así disparar el interruptor correspondiente (zona 2 de relevadores de distancia 21’s y/o 67N). La disponibilidad del canal de comunicación resulta indispensable en aquellos casos en los que la falla sea de naturaleza mecánica (por ejemplo, falla de turbina) debido a que ninguna variable eléctrica en la subestación remota se ve afectada por esta situación, la cual también se presenta en equipos de transformación en los casos de fallas entre espiras. Por lo anterior, podemos afirmar que es riesgoso que la integridad de una unidad de generación o banco de transformación dependa de la disponibilidad de un canal de comunicación.
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Anillo • SE Chinameca II
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Anillo L4
• CCC Tuxpan III y IV
B2
SOLICITUD DE CFE EN SECCIÓN 3 DE BASES DE LICITACIÓN
G4
G5
G6
G1
G2
G3
B1
L3
L2
L1
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Interruptor inútil
⇔
Unifilar