Nuevas Tecnologías y Soluciones Híbridas en Alta Tensión

Marcelo Ma rcelo Kovalenko, Seminario Seminario para EPC EPC,, Colomb Colomb ia, August 27, 20 2013 13

ABB High Voltage Products Pr oducts Nuev Nu evas as Te Tecn cnol olog ogía íass y So Solu luci cion ones es Híbrid Híb ridas as en Alt Alta a Ten Tensi sión ón

Introducción Hoy existen muchas preguntas relativas a la aplicación de las nuevas tecnologías de los aparatos de maniobra Porqué con Porqué contin tinuamos uamos con constr struy uyend endo o las Sub Subest estaci acione oness en la la forma forma en en que qu e si siemp empre re lo hic hicimo imos? s?



Para contribuir con un ca cambio hacia hacia rede redes s más más confiable confiables, s, primero primero debe debemos mos comprende comprenderr los fundame fundamentos ntos de las las configuracione configuraciones s de las subesta subestacione ciones. s.

Porqué con Porqué constr struimo uimoss Sub Subest estaci acione oness algu al guna nass ve vece cess co con n un un tip tipo o de configu con figurac ración ión y otr otras as vec veces es con otr otro? o? Si el usuar usuario io re requ quie iere re un una a su sube besta staci ción ón alta al tamen mente te co confi nfiab able le ¿Q ¿Qué ué so solu luci ción ón puedo pued o ofre ofrecer cerle? le?

Cómo gar garant antiz izo o mi “s “segu egurida ridad” d” cuan cu ando do tr trab abajo ajo en una una su sube best stac ació ión? n?

Filosofía de la las redes Su historia

Evolución y aplicación de los aparatos de alta tensión Tasas de Falla y de Mantenimiento o t n e i m i n e t n a M y s a l l a F e d a s a T

1960

Gran volumen aceite Seccionadores convencionales en aire ~cada 3-5 años

Aire comprimido ~cada 1 año Mínimo aceite ~cada 5 años Gas SF6 ~cada15 años

Hoy

Desarrollo histórico de las redes Impacto de los seccionadores de corte en aire 

Históricamente, las Subestaciones se diseñaban para posibil itar el aislamiento de los interrupt ores durante su mantenimiento. 







El princip io básico era que los interrupt ores exigían más mantenimiento que los seccionadores y con mayor frecuencia Los i ntervalos típicos de mantenimiento eran de 1 - 2 años para los interruptores antiguos, y de 3 - 5 años para los seccionadores. Para evitar la indisp onib ilid ad de un circui to durante el mantenimiento de su interrup tor, se utilizaba un seccionador de by-pass y una barra auxiliar. Para evit ar la indis poni bilid ad total de las barras durante el mantenimiento de los s eccionadores, se utili zaba un segundo juego de barras.



Las suposi ciones anteriores ya no so n válidas



Los int errup tores modernos necesit an menos

Desarrollo histórico de las redes Evolución de la subestación Subestaciones orientadas al mantenimiento Simple barra

Simple barra + Transferencia

Doble barra

1½ Interruptor

Falla o mantenimiento afecta toda la bar ra Falla o mantenimiento afecta la línea

Doble barra + Seccionador Bypass

Doble barra + Transferencia

Doble Interruptor

Subestaciones que toleran fallas

Calidad de una Subestación Disponibilidad del Suministro de Energía La probabilidad que la potencia esté disponible en un cierto punto de la Subestación, por ej. en la barra de MT ó en una salida de línea. Factores que influyen en la “ disponibilidad” de la Subestación

- Tasa de fallas de Equipos y Tiempo de reparación. - Tasa de mantenimiento de Equipos y Tiempo de mantenimiento. - Disponibilidad de potencia de ingreso a la Subestación. - Configuración de la Subestation, es decir “esquema de barras”.

Componentes más críticos que afectan la Disponibilidad Equipos conectados directamente a las barras

Introducción de nuevas tecnologías Aparatos de maniobra aislados en aire a t l a

Integración de funciones

COMPASS  

COMPACT  

Interruptor Seccionador

 

Interruptor Transformador de corriente Seccionador Cuchilla de tierra

LTB

a i d e m



Interruptor

SGF 

Seccionador

Interruptores seccionables

a j a b

Compactación no

parcial

plena

Introducción de nuevas tecnologías Aparatos de maniobra aislados en SF6 a t l a

Integración de funciones

PASS (MTS) Módulos Híbridos   

DCB  

a i d e m

DTB LTB 

Interruptor

 



 

Interruptor Transformador de corriente Transformador de tensión Seccionador Cuchilla de tierra

GIS Interruptor Transformador de corriente Transformador de tensión Seccionador Cuchilla de tierra Barras/ductos  

Interruptor Seccionador Cuchilla de tierra

Interruptor Transformador de corriente

a j a b

Encapsulación no

parcial

plenal

Evolución y aplicación de los aparatos de alta tensión Tasas de Falla y de Mantenimiento o t n e i m i n e t n a M y s a l l a F e d a s a T

Gran volumen aceite Aire comprimido ~cada 1 año

Seccionadores en aire ~cada 3-5 años

PASS, cad a 15 años

Mínimo aceite ~cada 5 años Gas SF6 ~cada15 años

DCB, c ada 15 años

1960

Hoy

Debido a la remoción de los seccionadores en aire, estas tecnologías aumentan el intervalo entre mantenimientos de 5 a 15 años

Módulo COMPACT Interruptor seccionable

Nuevas tecnologías Interruptores seccionables – COMPACT (Suecia)

 

Interruptor seccionable

Los contactos fijos (hacia las barras y hacia la línea) son libres de mantenimiento con una extremadamente baja probabilidad de fallas La barra y las demás bahías conectadas no deben interrumpir su servicio cuando se realiza el mantenimiento de un interruptor.

Compact – Interruptor seccionable (WCB) La familia WCB Tipo

WCB LTB 72,5 - 145

WCB LTB ó HPL 245

WCB HPL 300

Tensión nominal

72,5 – 145 kV

245 kV

300 kV

Corriente nominal

3150 A

3150

3150

50 kA

50 kA

Corriente de ruptura 40 kA nominal

Módulo COMPASS Interruptor seccionable con TC

Nuevas tecnologías Interruptores seccionables – COMPASS (Italia)    

Interruptor Transformador de corriente Seccionador Cuchilla de tierra

Transformador de corriente

Función de seccionamiento Cámara de interrupción

Mecanismo del interruptor Mecanismo de inserción y extracción

Nuevas tecnologías Interruptores seccionables – COMPASS (Italia)

Conectado

Seccionado

Extraido

Removido

Compass – Interruptor seccionable y TC La familia Compass 

Tensión Nominal (kV)

123

145

170



Nivel aislamiento (BIL) (kV)

550

650

750



Corriente Nominal (A)

|< 1250 / 2000 >|



Corriente cortocircuito (kA)

|< 31.5 / 40 >|



Appl ic abl e Standar ds: IEC

Compass - Barra NABLA (autosoportada)

Compass - Barra NABLA (autosoportada)

Ejemplo Interruptor seccionable y TC (Compass) Subestación Villa Krause (2008) – Energía San Juan

15m

EMGASUD

ET Parque Eólico RAWSON 145kV - 2011

EMGASUD


EMGASUD


EMGASUD

ET Parque Eólico RAWSON 145kV - 2011 13 m



29 m



30 m



EMGASUD


TRANSNOA

ET Santiago Este 145kV - 2011

TRANSNOA

ET Santiago Este 145kV - 2011

GENNEIA

ET Parque Eólico Puerto Madryn 145kV Solución Básica del Pliego

GENNEIA


GENNEIA

ET Parque Eólico Puerto Madryn 145kV Solución Alternativa con Compass

GENNEIA


GENNEIA


GENNEIA


Módulos Híbridos PASS Todas las funciones en un Módulo

Nuevas tecnologías Seccionamiento en gas SF6 – PASS (Italia) Módulos Híbridos     

Interruptor Transformador de corriente Transformador de tensión Seccionador Cuchilla de tierra

Nuevas tecnologías Seccionamiento en gas SF6 – PASS (Italia)

Todas las funciones en un solo módulo

Portafolio del producto Familia PASS PASS M00

PASS M0

PASS M0S

72,5÷100kV; 50-60Hz; 3150A; 40/31.5kA

145÷170kV; 50-60Hz; 3150A; 40kA

252kV;50Hz;4000A; 50kA

Nuevas tecnologías Seccionamiento en gas SF6 – PASS (Italia)

Configur ación SBB

Configuración DBB

Nuevas tecnologías Seccionamiento en gas SF6 – PASS M0 DBB (145kV)

Nuevas tecnologías Seccionamiento en gas SF6 – PASS M0S DBB (245kV) 40m

35m

Comparación del espacio requerido para una SE Configur Conf iguraci ación ón en 1 ½ Interr Interrupto uptorr – 220 kV

86,4m

Comparación del espacio requerido para una SE Configur Conf iguraci ación ón en 1 ½ Interr Interrupto uptorr – 220 kV

49m

Nuevas Nueva s tec tecno nolog logías ías Secc Se ccion ionami amient ento o en gas gas SF6 SF6 – PA PASS SS (It (Ital alia ia)) Double Circuit Bre Brea ake ker r L1

L2

2 Módulos

4 Bahías

TRAF 1

TRAF 2

Ejemplo Módulo Híbrido (PASS ) Subestación Ayacucho 132 kV - EDET

Ejemplo Módulo Híbrido (PASS ) Subestación Ayacucho 132 kV - EDET

PASS – El Módulo Híbrido de ABB PASSM0S – 220kV – Double Circuit Breaker Italy 2007  

Poland 2008

2 Interruptores (DCB) 3 Seccionadores y Cuchilla de Tierra combinados



6 Transformadores de corriente



3 Transformador de tensión en SF6



1 Entrada con cable





Subestación “H” con solo dos módulos PASS (DCB) Instalación en el techo de un edificio

Nuevas tecnologías Seccionamiento en gas SF6 – PASS (Italia) M0H4

1 Módulo

4 Bahías

PASS M0H 4 Dimensiones del modelo 72.5 kV hasta 145 kV

3500 mm

7200 mm

2500 mm

PASS M0H 5 Dimensiones del modelo 72.5 kV hasta 145 kV

3500 mm

Addi ti onal area

9200 mm

2500 mm

PASS M0H Primera referencia Lukoil for Iraq via Samsung Korea

PASS M0H Ratings

M0H

72.5kV

145kV

170kV

Tensión nominal

kV

72.5

145

170

Frecuencia nominal

Hz

50-60

50-60

50-60

BIL

kVp

325

650

750

Corriente nominal

A

2000-3150

2000-3150

2500

Corriente de cortocircuito nominal

kA

31.5-40

31.5-40

40

El Interruptor Seccionador Seguridad aumentada con el DCB

Nuevas tecnologías El Interruptor-Seccionador en gas SF6 – DCB (Suecia) Función de interrupción

Idéntica como en un interruptor convencional. La misma cámara de interrupción y el mismo mecanismo de operación como en un interruptor convencional Función seccionamiento

En un DCB la función desconexión se obtiene con el mismo juego de contactos del interruptor. No existen contactos adicionales. La distancia entre contactos cumple con el nivel de aislación (BIL) de un seccionador. Cuchillas de Tierra motorizadas

La Cuchilla de tierra es instalada afuera de la cámara de interrupción. El contacto primario fijo es libre de mantenimiento. El mecanismo de operación motorizado permite la operación remota. Las posiciones “ conectado a tierra” y “abierto” son visibles .

Nuevas tecnologías DCB (Interruptor-Seccionador) – Su operación

Posición CERRADO

Posición ABIERTO

Posición DESCONECTADO Bloqueado en pos. ABIERTO

Cuchil la de puesta a tierra Abierto

Cerrado

Procedimi ento de Operación

Norma IEC para Disconnecting Circuit Breakers IEC 62271-108 







Esta Norma se refiere entre otras a: 

IEC 62271-100 Interru pto res



IEC 62271-102 Seccio nador es

Es deci r, el DCB cumpl e con todos lo s requisitos relevantes exi gi dos para Interruptores y Seccionadores

La Norma describe los procedimientos de ensayos, enclavamientos y bloqueos de un DCB para obtener la mayor seguridad durante las condiciones de servicio y de mantenimiento El procedimiento de ensayos garantiza que la perfomance dieléctrica permanecerá durante la expectativa de vida

Aislación confiable Todos los DCB utilizan aislación de siliconas 







Aisladores tipo “composite” - Mínimas corrientes de fuga - Propiedades probadas para largo plazo No afectados por la luz UV natural – Resistencia al envejecimiento Superficie “hidrofóbica”; el agua permanece en gotitas Peso reducido – Ideal en zonas sísmicas

No se utilizan capacitores de gradiente Ensayos de tipo dieléctricos desarrollados después de severas pruebas eléctricas y mecánicas

La capacidad para resistir relevantes esfuerzos dieléctricos está asegurada durante todo el tiempo de vida

Aislación confiable Ensayo de la silicona con niebla salina 



Ensayo de resistencia a la polución (1 hora); test de niebla salina de acuerdo a IEC60507 Interruptor tipo LTB145D1/B con porcelana vs aisladores de goma siliconada (silicone rubber insulators)



Tensión de ensayo 84 kV (= tensión nominal fase-tierra)



Salinidad 80kg/m3



Time (h)

Distancia de fuga 25mm/kV

s s  o r c a ) r e A ( t t p n u r r e r e r t n u i c e e h g t a k a e L 



Extremadamente baja corriente de fuga como resultado del excelente desempeño de la aislación con goma siliconada





Silicone

Pequeño volumen de gas SF6 y baja fuga 

El SF6 es un gas de efecto invernadero, por lo que su uso debe ser minimizado!

Mínima cantidad de gas: 



Los interruptores de tanque vivo de ABB contienen muy poco gas SF6 Para el mismo rango, los módulos híbridos contienen alrededor de 10 veces el volumen de gas necesario en interruptores de tanque vivo

Fugas de gas mínimas: 

Mediante diseño apropiado de los sistemas de sellos

Sellos estáticos: 



Doble O-rings

Sellos dinámicos: 

Mínimo número de juntas selladas 



Doble X-rings

Fundamentos del DCB Situación en Argentina y otros países de SAM Ley 19.587



Ley de Higiene y Seguridad en el Trabajo



Fundamentos del DCB Porqué se necesita tener “corte visible” 1.

El “corte visible” es necesario para posibilitar la instalación de puestas a tierra portátiles sin el riesgo de altas tensiones inducidas en la parte donde efecturemos la conexión a tierra, como consecuencia de una maniobra o falla del sistema.

2.

No está permitido realizar mantenimiento del transformador, línea ó reactor a menos que ambos lados estén conectados a tierra.

3.

Si se intentase colocar la puesta a tierra portátil sin un “corte visible”, existe el riesgo que se produzca un gran arco y en el peor caso se provoquen daños al personal de mantenimiento.

4.

Por lo tanto, la condición de “corte visible” es solamente para permitir la conexión a tierra manual, ó para algo más?

Fundamentos del DCB Subestaciones con seccionamiento en gas SF6 1. Para subestaciones aisladas en aire (AIS = Air Insulated Switchgear) el punto a) de esta reglamentación se cumple mediante la implantación de seccionadores convencionales que permiten aislar la instalación cuyo mantenimiento se desea realizar (línea, cable, transformador, reactor). 2. Para subestaciones donde el equipo seccionador está aislado en gas SF6 (u otro aprobado), la separación del circuito a mantener no es visible como en un seccionador en aire cuyos contactos principales son claramente visibles en su posición “abierto”. 3. Normalmente en estas subestaciones donde el seccionamiento se realiza en gas SF6, se asocian cuchillas de puesta a tierra, también aisladas en gas, que se cierran en forma motorizada (a distancia) una vez abierto el seccionador correspondiente (enclavamiento mecánico). Lógicamente, previo a efectuar la puesta a tierra manual requerida en el punto d) se debe verificar la ausencia de tensión indicada en el punto c). 4. Por lo expuesto precedentemente resulta necesario complementar la regulación expresada en el punto 1.1.4 para el caso de instalaciones con seccionamiento en gas SF6 en las cuales no existe una separación claramente visible entre la parte de la instalación con tensión y aquella que se desea consignar.

Fundamentos del DCB Consignación de una instalación con seccionamiento en gas SF6 (1) a) Separar la instalación, línea o aparato de toda fuente de tensión mediante seccionamiento “ efectiv o” en gas SF6, que debe mantener sus condi ciones de aislamiento aún con presión atmosf érica.

La posición ABIERTO del aparato de seccionamiento en gas SF6 es satisfecha si se cumple que la posición de cada contacto móvil, que asegura la distancia de aislación en gas SF6, es indicada por un dispositivo de indicación visual confiable (punto 5.104.3.1 de la IEC 62271-102 de Seccionadores). La cadena cinemática entre los contactos móviles y el dispositivo indicador de posición debe ser diseñada y construida con la suficiente solidez mecánica para cumplir los ensayos especificados en el Anexo A de la IEC 62271-102. b) Bloquear por medios mecánicos, mediante maniobra motorizada (remota o local), los aparatos de cort e o seccion amiento en gas SF6 en su posic ión ABIERTO. Veri fi car en f or ma visual el bloqueo mecánico efectuad o, y a su vez impedir t ambién por medios mecánicos (candado) toda posibi lidad de eliminar el bloq ueo mecánico que impi de el ci erre del aparato de cort e o seccionamiento.

Fundamentos del DCB Consignación de una instalación con seccionamiento en gas SF6 (2) c) Verificar la ausencia de tensión c on los elementos adecuados.

d) Conectar a tierra el terminal sin tensió n de los aparatos de seccionamiento, mediante cuchillas de puesta a tierra motori zadas, que solo podrán operarse con los aparatos de seccionamient o en gas SF6 blo queados mecánicamente en pos ici ón ABIERTO, y asegurar la posic ión CERRADO de las cuch illas de puesta a tierra con m edios mecánicos (candado) que impi dan su apertur a. e) Efectuar las puestas a tierra y en cortocircuito necesarias, en todo s los punt os por d onde pudiera llegar tensió n a la inst alación co mo consecuencia de una maniobra o falla del sist ema. f) Colocar la señalización necesaria y delimitar la zona de trabajo.

Fundamentos del DCB Máxima seguridad con cuchillas de tierra motorizadas 1.

Con el DCB nosotros tenemos una cuchilla de puesta a tierra motorizada, operada en forma remota desde la sala de control.

2.

Esto significa que las personas están realizando la conexión a tierra en forma remota, no trabajando cerca ó directamente en la parte de alta tensión.

3.

Debido a este procedimiento de operación, la necesidad de tener un “corte visible” es eliminada; en su lugar tenemos una puesta a tierra visible – que es la única (y última) seguridad en la que usted puede confiar.

4.

En una instalación GIS ó híbrida no existe una puesta a tierra tan cláramente visible, pero sí la tenemos con la solución con DCB.

La familia DCB Para una subestación simplificada ABB provee DCB para todos los niveles de tensión y características nominales

DCB LTB 72.5D1/B

DCB LTB 145D1/B

DCB HPL 170-300B1

DCB HPL 362-550B2

Tensión nominal

72.5 kV

145 kV

170 - 300 kV

362 -550 kV

Corriente nominal

3150 A

3150 A

4000 A

4000 A

Capacidad de interrupción

40 kA

40 kA

50 kA

63 kA

Tipo

Basada en la familia LTB

Basada en la familia HPL

El DCB mejora la performance de la red? Por supuesto!

Mejorando la performance de la red Reducción de pérdidas de servicio con DCB 

Solución Convencional

Solución con Disconnecting Circuit Breaker

Indisponibilidad Indisponibilidad del campo del campo (horas/año) (horas/año)

2.3

0.7

Indisponibilidad Indisponibilidad de la barra de la barra (horas/año) (horas/año)

0.8

0.7

Mejorando la performance de la red Reducción de pérdidas de servicio: DCB + disconnecting link






2.3

0.8


0.8

0.13

Mejorando la performance de la red Reducción de pérdidas de servicio: DCB+desconexión con tensión






2.3

0.8


0.8

0.00

Ahorro en espacio y dinero Perfomance aumentada en 220 kV Doble barra convencional

Maintenance ou tage of line feeder 3,5

) r 3 a e 2,5 y / s r 2 u o h ( 1,5 e g 1 a t u 0,5 O

3,07

1,20

0

Co nve ntiona l

DCB

DCB provee 60% de disminución de indisponibilidad por mantenimiento

Solution

Simple barra seccionada con DCB

Failure outage of line feeder 0,3 ) r 0,25 a e y / 0,2 s r u o 0,15 h (

0,24

e 0,1 g a t u 0,05 O

0,13

0

Conventional

DCB Solution

DCB provee 46% de disminución de indisponibilidad por fallas

Ahorro en espacio y dinero Simple barra seccionada con Interruptor (DCB)

Disposición de barras y aparatos de alta confiabilidad Reducción de la complejidad de esquemas de maniobras Doble barra clásica

Simple barra seccionada con DCB

Soución Doble interruptor

Combinación de doble y simple interruptor con DCB

Ahorro en espacio y dinero Doble Interruptor combinado con Simple Interruptor

Ahorro en espacio y dinero Anillo – 2 Líneas + 2 Transformadores

Ahorro de espacio y dinero Perfomance aumentada en 500kV - 1½ Interruptor Maintenance outage of line fee der, 400kV 1 1/2 solution 3,5 3

) r a e 2,5 y / s r u 2 o h ( e g a t u O

3,20

1,5

1 0,5

0,27

0

Conventional

DCB provee 91% de disminución de indisponibilidad por mantenimiento

DCB Solution

Failure o utage of line fe eder, 400kV 1 1/2 solutio n 0,1 ) 0,09 r a 0,08 e 0,07 y / s 0,06 r u 0,05 o h ( 0,04 e 0,03 g a 0,02 t u 0,01 O 0

0,09

0,04

Co n vent io n al

DCB Solution

* Disconnecting links for section clearance were used in the calculations 

DCB provee 55% de disminución de indisponibilidad por fallas

Ahorro de espacio y dinero Ejemplo de eliminación de seccionadores de 500 kV

Transf.corriente conv. Seccionador

Interruptor

Seccionador

Ahorro de espacio y dinero Ejemplo de eliminación de seccionadores de 500 kV

Transf.corriente conv. DCB



Espacio libre



Espacio libre

Espacio reducido!, Aumento de Disponibilidad!, Disminución de costos!

Ahorro de espacio y dinero Ejemplo de eliminación de transf. de corriente convencionales





Espacio libre

Disconnecting Circuit Breaker

DCB



Espacio libre

Ahorro de espacio y dinero Ejemplo de eliminación de transf. de corriente conv. de 420 kV

Ahorro en espacio y dinero Interruptor y Medio 500 kV con DCB (4L + 2T)

Ahorro de espacio y dinero Ejemplo eliminación de seccionadores convencionales de 500 kV Interruptor y medio

Ahorro de espacio y dinero Ejemplo eliminación de seccionadores y transformadores de corriente convencionales de 500 kV Interruptor y medio

Disposición de barras y aparatos de alta confiabilidad Reducción de la complejidad de esquemas de maniobras

H

Simple barra

Barra Seccionada

Anillo

H

Simple barra

Barra Seccionada

Anillo

Barra de Transferencia





Doble barra

La barra de transferencia ya no cumple su función y debe ser eliminada.

Se dispone de mejores alternativas para la doble barra.

1½ interrup.

Doble interruptor

1½ interrup.

Doble interruptor

Para leer más … Buyer’s and Application Guides

Download from abb.com/highvoltage

Design application dcbsubstations.com

Interruptores Seccionadores Mantenimiento en condiciones seguras

Ejemplo de mantenimiento Simple Barra seccionada 145 o 220kV



Simple barra



Disconnecting Li nk

Como reducir el imp acto de la indis poni bili dad durante el mantenim iento.

Ejemplo de mantenimiento Ejemplo de “disconnecting link” (DL) Conexión entre un DCB y la Barra. En este caso la barra es un tubo, pero puede ser un cable. Fácil remoción debido a conexión con bulones.

Ejemplo de mantenimiento Ejemplo de “disconnecting link” (DL) Juego de morsetos (conector) pre definidos para una rápida desconexión Conectado

Abierto

Disconnecting link (DL) en la cima de un aislador soporte en una aplicación interior

Esquemas altamente confiables Disconnecting Link – ejemplo de desconexión

Un link removible, mediante una conexión empernada, preparado para ser “abierto” (desconectado) de una manera simple y rápida en condiciones desenergizadas.

En menos de una hora el DCB puede ser desconectado del sistema.

Subestación Kunak DCB 145 kV – Simple barra seccionada DCB + TC en una única

estructura de soporte

Disconnecting link

Acoplamiento de barras con DCB + TC sin secc.PaT

Distancia de seguridad

Secc. PaT de barras (motorizado) y TV en una única estructura de soporte

Módulo de entrada de Línea, TV y Descargador en una única estructura de soporte

Simple barra seccionada Secuencia de operación para mantenimiento


Abrir los DCBs


Bloquear los DCBs


Cerrar los Secc de PaT


Entrar a la subestación ”segura”


Colocar las puestas a tierra móviles


Remover los conductores


Re-energizar la barra y realizar el mantenimiento del DCB. Se deben abrir las cuchillas de pat, desbloquear los DCB y luego cerrarlos

Soluciones para Subestaciones con DCB 1½ Interruptor-Seccionador (132 o 220 kV)

Ejemplo de Mantenimiento 1½ Disconnecting Circuit Breaker (132 o 220 kV)



Disconnecting Link



Manteniminento de DCB “lado barra”

Como reducir el imp acto de la indis poni bili dad durante el mantenimiento.

Ejemplo de Mantenimiento 1½ Disconnecting Circuit Breaker (132 o 220 kV) Disconnecting links 


Abrir la línea y los DCB de la barra adyacente


Bloquear los DCB y cerrar las cuchillas PaT motorizadas


Colocar las PaT portátiles


Section clearance 

Section clearance

Remover los “DL”




Section clearance 


Queda una “isla” para el mantenimiento. Poner en servicio la línea nuevamente.


Idéntico procedimiento para instalar los DL después del mantenimiento del DCB

Disconnecting links Dónde aplicar y porqué? Simple barra



Disconnecting links se utilizan para minimizar las salida de servicio de las barras y de las líneas/trafos

Doble interruptor

1½ Interruptor

Seccionadores de puesta a tierra Dónde aplicar y porqué? Simple barra





Operación remota del Seccionador de puesta a tierra El seccionador de tierra asegura la no presencia de tensión en la zona de trabajo permitida

Duble interruptor

1½ Interruptor

Seccionadores de puesta a tierra Dónde aplicar y porqué? Simple barra





Operación remota del Seccionador de puesta a tierra El seccionador de tierra asegura la no presencia de tensión en la zona de trabajo permitida

Doble interruptor

1½ Interruptor

Conclusiones Las tecnologías modernas de equipos de alta tensión brindan nuevas opciones para diseñar subestaciones que, comparadas con las convencionales de construcción tradicional, otorgan una mayor disponibilidad de suministro de energía, aumentan la seguridad, ocupan menos espacio, y disminuyen los costos y también el impacto ambiental.

Nuevas Tecnologías y Soluciones Híbridas en Alta Tensión

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