A Subestaciones

Escuela Técnica “OTTO KRAUSE”` Departamento de Electrotecnia

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Subestaciones Eléctricas de Transformación y Distribución

Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Redes Eléctricas 1° Parte

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Ing. Horacio Eduardo Podestá

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1° Parte: Las Redes Eléctricas • Generalidades

Por razones de tipo tecnológico, la tensión de generación de los alternadores de las centrales eléctricas es relativamente baja, en comparación con la tensión de las redes de transmisión. Así, debido a las dificultades de obtener una buena aislación y no desaprovechar espacio en aislaciones de ranura, en máquinas rotativas no se han superado los 25 KV, es decir que están en el orden de las medias tensiones. A medida que la tecnología de los aislantes avanza, se eleva esta tensión de generación y posiblemente se puedan generar tensiones más altas en el futuro. Existen algunos fabricantes que ya están probando con aislantes plásticos, y han logrado generar hasta el orden de los 110/132 KV en forma directa. Sin embargo, todavía no han sido lanzados al mercado en forma comercial. Mientras tanto, y hasta que estas tecnologías se popularicen, si la energía se la va a transportar a grandes distancias, esas tensiones medias resultan imprácticas y antieconómicas, debido a las elevadas corrientes que deben manejarse, tanto en condiciones nominales como de cortocircuito (es decir líneas de transmisión y cables de distribución de gran sección, elementos de maniobra muy caros, etc.). Es necesario entonces, elevar esta tensión a valores de cientos de KV (desde el punto de vista económico es preferible “aislar mejor”, ya sea en aire o mediante gas - a pesar de ocupar más espacio - que instalar “conductores de gran sección”). Debido a esto y lógicamente, a la entrada de las líneas y entre la central generadora y ésta, encontramos una subestación elevadora, por ejemplo de 15 KV a 132 KV. Queda también claro que a su llegada debemos bajar esta tensión, mediante una subestación reductora, ya que su utilización en forma directa en instalaciones industriales resulta imposible, y menos aún en comercios y/o domicilios particulares.

Los procesos de reducción de estas tensiones se realizan en forma escalonada, a fin de que la relación de tensiones entre primario y secundario de los transformadores de medias o grandes potencias y tensiones no supere 20 a 1 (500/220 KV - 500/132 KV - 132/6,6 KV – 66/3,3KV ), mientras que para los de bajas potencias y medias tensiones en general se admiten relaciones de hasta 40 a 1 (13,2/0,4 KV - 33/1,1 KV). Veamos un esquema muy simple, compuesto por una única máquina generadora, una subestación elevadora, una línea aérea y dos subestaciones de rebaje (escalones) para la distribución. Los consumidores de menor potencia reciben energía en 3 x 380/220 V, mientras que los más importantes lo hacen (en este ejemplo) en 6,6 KV, como en el caso de los consumidores industriales:

Así, como puede verse, en el empleo de la energía eléctrica, ya sea para fines comerciales, industriales o residenciales, como también en los procesos de generación, transmisión y distribución, interviene una gran cantidad de máquinas y equipos diversos. Se llama SUBESTACIÓN al conjunto de elementos necesarios para un fin determinado. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Estamos ya en condiciones de definir lo que entendemos por SUBESTACIÓN ELÉCTRICA, que es “el conjunto de elementos o dispositivos que permiten cambiar las características de la energía, interviniendo como parte fundamental en el proceso completo que va desde la generación al consumo”. Según la página http://es.wikipedia.org/ la definición que brinda es (haciéndole alguna traducción …): "... una Subestación Eléctrica es usada para la transformación de la tensión de la energía eléctrica. El componente principal de una Subestación Eléctrica es el transformador. Las subestaciones eléctricas Elevadoras se ubican en las inmediaciones de las Centrales Eléctricas, para elevar la tensión de salida de sus generadores. En las cercanías de las poblaciones y los consumidores, se encuentran las subestaciones eléctricas Reductoras, para bajar el nivel de tensión a niveles aptos para su utilización. La razón técnica para realizar esta operación es la conveniencia de realizar el transporte de energía eléctrica a larga distancia a tensiones elevadas para reducir las pérdidas resistivas por efecto Joule (P = I2 . R), que dependen de la intensidad de la corriente. Las líneas de la Subestación Eléctrica están protegidas por disyuntores (interruptores) y aparatos de maniobra Grupo de Interruptores con 6 cámaras en 330 KV como seccionadores ..." La tendencia actual en todo el mundo es la de evitar los sistemas eléctricos aislados, y en nuestro país, con el proyecto del Sistema Interconectado Nacional (S.I.N.) o también el S.A.D.I. (Sistema Argentino de Interconexión), se han unido regiones muy lejanas con fuentes de energía muy diversas (térmicas, nucleares e hidráulicas convencionales y de bombeo, y últimamente también con eólicas). Desde 1979 estamos interconectados, mediante el Complejo Hidroeléctrico de Salto Grande, con el Uruguay, y desde 1987 con el Paraguay a través de la Central de Yaciretá. Desde fines de la década de los ’90 lo estamos con el Brasil a pesar de tener una frecuencia distinta, mediante estaciones convertidoras de frecuencia en Paso de los Libres (Corrientes) - Uruguayana y en Garabí (Misiones). Muy pronto posiblemente lo estaremos con Chile, partiendo este enlace desde la central Los Reyunos (Mendoza). Cabe mencionar que ya desde Salta se alimenta a la región norte del país trasandino, mediante la Central Térmica Termo Andes de la AES y una línea en 345 KV, consumiendo gas directamente del gasoducto que nos lo trae desde Bolivia. En la página anterior, y a modo de ejemplo, presentamos un sistema interconectado (por supuesto irreal) compuesto por 3 centrales generadoras de gran potencia (indicadas como C-01, C-02 y C-03), 3 centrales de baja potencia para servicio de punta (C-10, C-11 y C-12) y 1 central industrial (como grupo electrógeno C-21); subestaciones de diverso tipo y aplicación, como ser: de interconexión (S-01 y S-02) de muy alta tensión, de distribución principal (S-10 y S-11), de conversión a C.C. para ferrocarril y/o tren subterráneo (S-30 y S-31), de distribución secundaria (como las restantes); y diverso equipo compuesto por líneas, transformadores y autotransformadores, fijos y regulables, reactores de compensación, rectificadores, etc. Los niveles de tensión que aparecen en este esquema son los más comúnmente usados en nuestro país, a pesar de que alguno de ellos en realidad está actualmente en desuso, y otros son casos únicos. Así, el nivel de 27,5 KV pertenece a la vieja distribución de las ex-SEGBA y ex-ÍTALO (ahora le pertenece a las empresa distribuidora EDENOR) partiendo de la empresa generadora Central Puerto; y el valor de 330 KV es de una única doble línea de interconexión entre la Central FUTALEUFÚ y Puerto MADRYN, para alimentar casi exclusivamente a la planta de producción de aluminio ALUAR. Pero también existen otras tensiones en uso, de las que oportunamente haremos referencia al estudiar los valores normalizados en nuestras redes. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Entonces, en las redes de muy alta tensión, ya sea con líneas aéreas (gran distancia) o con cables subterráneos (cortas distancias en ciudades), la energía eléctrica se transporta y/o conduce desde las fuentes hasta las regiones de suministro o consumo. Allí, las subestaciones transformadoras primarias (nivel 1) y secundarias (nivel 2), reducen estas tensiones hasta los niveles de consumo. Permiten también formar anillos en diversos niveles, que posibilitan un mejor servicio, evitando interrupciones. Finalmente, en los mismos lugares de consumo, que puede ser por ejemplo un pueblo, o un sistema de alumbrado público, o la alimentación a una planta industrial, se instalan plataformas transformadoras (en la periferia de las grandes ciudades) o cámaras subterráneas (en las ciudades con gran densidad de población), ambas del tipo terciario (nivel 3) o bien cuaternario (nivel 4), hasta llegar así al valor de la tensión de distribución de baja de consumo masivo actual en 3 x 380/220 V (0,4 KV) en conexión estrella con su centro conectado a tierra. Antiguamente se usaban, como una transición entre la distribución por CC y la actual, las redes en triángulo en 3 x 220 V (0,23 KV) con uno de sus vértices conectado a tierra. Se muestra en el esquema, además, otro tipo de posibilidad muy común en redes de gran magnitud como ser las interconexiones con otras regiones o países, tal los casos ya mencionados con el Uruguay o Paraguay o Brasil, y próximamente con Chile.

• Clasificación de las subestaciones

Hemos visto en las generalidades diversos tipos de subestaciones con diferentes particularidades y prestaciones. Resumiremos ahora sus características más importantes.

Sin embargo, antes explicaremos la diferencia de nomenclatura que se emplea en las empresas más importantes: en el área de la ex-SEGBA se llama Subestación a las que se encuentran en las propias centrales y también a aquellas que no poseen máquinas generadoras y están dentro de la red; la ex-AGUA y ENERGÍA ELÉCTRICA llamaba Subestación a la que se encuentra en las centrales y Estación a aquellas que poseen únicamente transformadores y están dentro de la red. Entonces, “Subestación PERITO MORENO” (de exSEGBA) y “Estación Transformadora SANTO TOMÉ” (de ex-A. y E.E.). También la ex-HIDRONOR seguía la nomenclatura de la ex-SEGBA. Para que sea más didáctico, nosotros emplearemos esta nomenclatura, es decir, siempre hablaremos de Subestación. a) Por su operación:
DE CORRIENTE CONTINUA: salvo las de aplicación en transporte (trenes y subterráneos) no se encuentran en la actualidad, ya que toda la distribución es en C.A. Sin embargo, en muchos países se están empleando líneas de C.C. de muy alta tensión para transmisión de energía en gran cantidad y gran distancia, en esos casos existen subestaciones de conversión de C.C. a C.A. y viceversa. Nuestro país intercambia energía con el Brasil por este método, “cruzando” el río Uruguay en C.C. a la altura de Paso de la Patria – Corrientes - y convirtiendo del lado brasilero a 60 Hz. Más al norte en Garabí – Misiones - otra subestación convertidora puede manejar en el orden de los 2100 MW. Es muy raro encontrar subestaciones exclusivamente de C.C., salvo en el caso de tracción eléctrica (trenes, trolebuses y subterráneos).
DE CORRIENTE ALTERNA: sin duda son casi el total de los casos. Las Página 6 de 16

Transformador elevador de la Central de Bombeo Río Grande Ing. Horacio Eduardo Podestá

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hay de los más variados tipos constructivos, con niveles de tensiones únicas o múltiples, elevadoras y/o reductoras, de enlace, de maniobra, de distribución, etc. A estas les dedicaremos varias páginas.
MIXTAS: son aquellas que manejan ambos tipos de corriente. Las encontramos en transporte eléctrico o en las de conversoras mencionadas con anterioridad.

b) Por su importancia:
PRINCIPALES: o Primarias o de NIVEL 1, son aquellas en las que se realiza la transformación en forma directa de la tensión de transporte a la tensión de la red distribuidora, o en las que elevan la tensión de las centrales desde la generación a la transmisión. Si salen de servicio, afectan a grandes regiones y provincias y gran cantidad de consumidores quedan sin servicio. Manejan altas o extraaltas tensiones y elevadas potencias.
SECUNDARIAS: o de NIVEL 2, se realiza la reducción de alta a media tensión. Su salida de servicio afecta a zonas de menor importancia que las anteriores, aunque también a varios consumidores.
TERCIARIAS (y CUATERNARIAS): o de NIVEL 3 (y NIVEL 4) son las típicas “plataformas” y “cámaras”, todas reductoras de media a baja tensión. Consecuentemente, manejan pequeñas potencias y si salen de servicio afectan a pocos consumidores.
DE INTERCONEXIÓN: aseguran la unión entre diferentes líneas de transporte de alta y muy alta tensión, en forma directa (si las tensiones son las mismas) o por medio de transformadores de elevada potencia (si las tensiones son diferentes). En ellas, el flujo y el sentido de la energía puede variar según las horas del día y el aporte de las diferentes fuentes. Su salida de servicio puede o no provocar inconvenientes en el suministro. Si las “islas” eléctricas que quedan en servicio al “abrirse” la interconexión son capaces de remontar sus faltas de generación - mediante las reservas - poco o nada ocurre. En caso contrario, la apertura de la interconexión puede ser catastrófica, por el reacomodamiento de las cargas conectadas y las generaciones. Barras de una estación convertidora HVDC
DE ENLACE: similares a las anteriores, aunque de menor importancia, en tensiones inferiores, para redes locales. Nuevamente su salida intempestiva de servicio puede o no provocar serias fallas. Por lo general al dejar de funcionar dejan sin servicio sectores importantes de ciudades (recordar el corte de febrero de 1999 de EDESUR en la Subestación Azopardo, debido a varios incendios ocurridos en empalmes mal efectuados en cables de alta tensión). c) Por sus características:
ELEVADORAS: aquellas en las cuales la tensión de salida es mayor que la de entrada. Por lo general están al comienzo de las líneas de transmisión, o inmediatamente al lado de los generadores de las centrales. En este último caso se supera la relación ya mencionada de 20 a 1 (por ejemplo en Central Chocón de 16 a 500 KV), lo cual poco importa en función de reducir las elevadas corrientes que entrega nominalmente el alternador. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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REDUCTORAS: cuando la tensión de salida es inferior a la de entrada (en el sentido normal del flujo de la energía). Se ubican a la llegada de las líneas de transmisión, y en varios escalones se lleva la tensión hasta valores de utilización normales; o bien a lo largo de éstas, para alimentar a algún consumidor local o bien una ciudad o pequeña localidad.
CONVERTIDORAS: pueden ser rectificadoras (de CA a CC), inversoras (de CC a CA) o de frecuencia (50 y 60 Hz). Las primeras son empleadas en tracción eléctrica, o bien en líneas de alta tensión de corriente continua (HVDC), las segundas en transmisión de corriente continua y las últimas para unir, por ejemplo, las redes de dos países que poseen diferentes frecuencias (por ejemplo Argentina con Brasil) o en tracción monofásica en 16 2/3, 20 o 25 Hz, bastante en desuso en la actualidad (en nuestro país se usó antiguamente esta última frecuencia en el Ferrocarril Mitre). También, pueden ser rotativas con grupos motor-generador (muy antiguas y empleadas como convertidoras de frecuencia o como rectificadoras, mediante conmutatrices) o estáticas (algo antiguas con tiratrones gaseosos o de última generación equipadas con tiristores de estado sólido). Cabe destacar que es muy importante tener en cuenta el “Momento de Inercia” que le agrega estabilidad a la red, mediante el rotor de la máquina sincrónica en movimiento (masa), frente a un grupo estático que únicamente transfiere potencia activa de una red a otra. Los sistemas estáticos también tienen el problema de no manejar potencia reactiva, la cual debe ser “generada” por equipos externos al convertidor, mediante el agregado de inductores y capacitores fijos. d) Por su construcción:
INTERIORES: si los elementos que las constituyen están instalados en el interior de edificios adecuados para tales fines. En media tensión encontramos gran cantidad como cámaras subterráneas o para distribución en plantas industriales o edificios, etc. En alta tensión un ejemplo lo presenta la subestación en 132 KV anexa a la Central 9 de Julio de la ciudad de Mar del Plata, la cual por estar en las proximidades del mar y su altamente corrosiva lluvia salina, está encerrada en un ambiente climatizado (en aire limpio y seco); o el sector de 132 KV de la Subestación Azopardo (y de otras de las redes de EDENOR y EDESUR). Lógicamente, al emplear aire como medio aislante las dimensiones y separaciones entre fases son muy grandes.
EXTERIORES o INTEMPERIE: cuando sus elementos están al aire libre. Sus componentes deben estar perfectamente preparados para soportar las inclemencias del clima, y según la zona de que se trate (cercanía del mar o nieve, por ejemplo) requieren de un mantenimiento muy costoso y cuidadoso. Gran cantidad de las subestaciones de los países son de este tipo, no en zonas densamente pobladas, sino preferentemente en zonas rurales. Sin embargo en nuestra ciudad de Buenos Aires todavía quedan algunas subestaciones en 132/27,5 KV exteriores, como ser Agronomía; o en 220/132/27,5 KV como Perito Moreno (al lado del puesto de peaje de la autopista 25 de Mayo)
BLINDADAS o ENCAPSULADAS: cuando todos sus elementos se encuentran dentro de blindajes aislados internamente con SF6 (hexafluoruro de azufre). Pueden ser interiores o exteriores. Son las más modernas, y aunque costosas, muy seguras y ocupan muy poco espacio (disminución en volumen de unas 1000 veces). La primera exterior en nuestro país corresponde a la central ALICURÁ de la ex-Hidronor, en 500 KV. Muy cerca de nuestra Escuela, a escasamente una cuadra sobre la calle Venezuela, la actual empresa EDESUR tiene una subestación encapsulada (interior), de 220 KV a 132 KV, con Barras y equipos encapsulados en SF6 en 500 KV dos transformadores de 300 MVA para la reducción de la tensión, con varios campos de entrada y salida de cables subterráneos. El resto de la instalación es convencional en aire de interior. Página 8 de 16

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• Tensiones de las redes de distribución y transmisión eléctricas

Desde el comienzo de la generación en C.A. allá a finales del siglo XIX, los niveles de tensión se fueron modificando y elevando, en función de los diferentes requerimientos. Así, al dejar la vieja distribución en Corriente Continua de 2 x 220 V trifilar (+ N -), la distribución pasó a un triángulo de 3 x 220 V también trifilar en Corriente Alterna (con un vértice conectado sólidamente a tierra y empleando en su gran mayoría los mismos tres conductores subterráneos que ya estaban instalados de la distribución anterior).

La tendencia actual es la de llevar a las pocas redes que aún quedan en servicio en este viejo sistema en triángulo, a la tensión de 3 x 380/220 V en estrella mucho más adecuada (a cuatro hilos o cables - tetrafilar), con su centro (neutro) sólidamente conectado a tierra. Así, la tensión normal de distribución de 3 x 380/220 V (0,4 KV) es la preferida en nuestro país (y en muchos otros también), para el suministro público en muy amplias condiciones de carga, alimentación de comercios y redes industriales pequeñas y medianas, etc. En cuanto a la generación, cuanto mayor es la potencia de la máquina, mayor es su tensión en bornes, aunque ésta no crece linealmente con la potencia, sin superar hasta el presente los ya mencionados 25 KV (ver primeras hojas de este trabajo). Sin embargo, hasta la década del ‘50 del siglo XX las tensiones no tenían una norma fija, dependiendo de la potencia y fundamentalmente de la experiencia de los fabricantes en cuanto a los aislantes. A partir de entonces, las tensiones preferidas son 0,4 KV hasta aproximadamente los 500 KVA o 1 MVA (en grupos generadores para autoproducción industrial). En el orden de los 20 MVA se emplean los 6,9 KV o mejor aún los 13,8 KV, con lo que se llega fácilmente hasta los 150 MVA. Por último, las máquinas más grandes que posee nuestro país (por mencionar algunas: 350 MW en Costanera 6 y 640 MW en Embalse de Río III) generan entre los 20 KV y los 22 KV. En el caso de las centrales hidráulicas Planicie Banderita y El Chocón, con máquinas del orden de 200/225 MW, la tensión de sus generadores es de 16 KV. Lógicamente, si a una máquina se la va a conectar directamente a una red de 13,2 KV por ejemplo, y es de unos 3 MVA, se la construye en esa tensión, para evitar en gasto adicional del transformador elevador (siempre que no se requiera aumentar la reactancia del conjunto para limitar las corrientes de cortocircuito). En lo que respecta a la subdistribución, varias son las tensiones que se aceptan por norma, aunque pocas son las realmente en uso. En el rango de las medias tensiones - de 2,2 KV a 22 KV - hasta los 6,6 KV se emplea para alimentar a industrias con grandes instalaciones, o bien distribución dentro de las mismas. Así encontramos 2,2 KV y 3,3 KV como tensiones comunes actualmente en redes de escasa potencia, quedando los niveles de 2,75 KV, 4,76 KV, 6,85 KV, 7 KV y 7,5 KV para las redes antiguas. Sin embargo, la tendencia actual es a los 6,6 KV (la ciudad de San Carlos de Bariloche está alimentada por líneas en esta tensión), o mejor aún los 13,2 KV valor éste sumamente difundido en distribución a grandes ciudades con alta densidad de población, como también en la periferia de las mismas y en poblaciones del interior y como distribución rural. Todas las nuevas redes se diseñan en 13,2 KV.

Cabe destacar que en los edificios de gran altura inclusive la distribución interna se realiza en media tensión en 13,2 KV, llegando con este valor hasta la Sala de Máquinas de los ascensores en el último piso; y en algunos pisos intermedios se hace la reducción a los valores de 0,4 KV, alimentando los pisos adyacentes superiores e inferiores. Con esto se logra reducir el costo de conductores de gran sección en baja tensión desde la Planta Baja hasta la Azotea (Hotel Sheraton Bs. As. - edificio de IBM – etc.). Otras tensiones se han empleado: 3,3 KV en áreas rurales de varias provincias y en pequeñas ciudades. También en el caso de las autopistas y las rutas (gran cantidad de lámparas iguales, separadas aproximadamente la misma distancia entre sí) muchas veces se hace una subdistribución en un nivel algo más alto de 1,1 KV (caso de las autopistas de la ciudad de Buenos Aires). Con esto se logra un ahorro importante en los muchos kilómetros de conductores. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Este valor de tensión de 1,1 KV se emplea en forma directa en los motores de los bombeadores de petróleo de YPF- REPSOL y otras compañías extractoras tanto en el oeste (Malargüe) como en el sur de nuestro país (Comodoro Rivadavia). En alta tensión – entre 22 KV y 220 KV - una de las más empleadas para suministro a ciudades completas, distritos rurales y muy grandes instalaciones industriales, es 33 KV (podemos mencionar a la ciudad de San Juan que tiene un anillo en este nivel o la red interna de ALUAR en Puerto Madryn o muchas redes rurales de la Provincia de Buenos Aires). Aún quedan en servicio viejas redes con cables subterráneos en 27,5 KV (porque están ya instaladas y funcionando desde hace mucho tiempo – más de 80 años) en los sistemas originales de SEGBA (antiguamente eran de las ex-CHADE y ex-CIAE), aunque actualmente se las está retirando del servicio y reemplazándolas por tensiones más elevadas.

Otra tensión muy empleada, sobre todo en el interior de nuestro país, es 66 KV (provincias de Córdoba y Mendoza) que ha permitido además la interconexión de centrales hidroeléctricas alejadas de mediana potencia, con grandes ciudades y formar anillos (un ejemplo es la Central Hidráulica San Roque). Se trata de elevarla hasta 132 KV, valor muy adecuado para suministro a provincias y grandes ciudades, como también complejos industriales alejados, y anillos de mediana a gran importancia. Este último nivel es otro de los preferidos actualmente (descartando los otros), ampliamente empleado en redes de distribución (medianas o grandes), tanto en cables subterráneos, como en líneas aéreas de transmisión.

Torre de perfiles metálicos con doble terna en 220 kV

En extra-alta tensión – rango de 220 KV a 500 KV - se emplean los 220 KV en redes compuestas con transporte de energía a media distancia e intercambio de energía alto o muy alto. El nivel de 330 KV en un único sistema que quedará como caso aislado (ambas líneas de 550 Km desde la central FUTALEUFÚ hasta la planta de ALUAR en PUERTO MADRYN) y 500 KV, que ha sido el nivel de tensión fijado para todas las líneas de transporte de gran potencia e interconexión del S.I.N./S.A.D.I. e interconexión con nuestros vecinos, haciendo de compensadoras de las fluctuaciones de carga, según la época del año, permitiendo así un mejor rendimiento de las distintas fuentes energéticas. Una tensión de 345 KV la emplea la Central TermoAndes en Salta para la venta de la energía producida a la región norte de Chile.

El otrora Despacho Nacional de Cargas, ubicado en la localidad de PEREZ cerca de la ciudad de Rosario (en la Subestación Rosario Oeste a 16 Km del centro de la misma) era quien tenía la responsabilidad de controlar las redes de extra-alta tensión, como también coordinar la generación conjunta de todas las plantas generadoras de la red nacional. Ahora se llama CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico - Sociedad Anónima) y está integrada por las empresas de producción, transporte, distribución y consumo, privadas y nacionales (las pocas que aún quedan). La empresa transportadora más importante de nuestro país es TRANSENER. Otras son LITSA (litoral), TRANSBA (Buenos Aires), TRANSPA (Patagonia), YACYLEC (Yaciretá), TRANSNEA (Nor-Este), TRANSNOA (Nor-Oeste), ENECOR (Corrientes), TRANSCOMAHUE (Neuquén y Río Negro) y DISTROCUYO (San Juan y Mendoza).

Claro está que diferentes valores de tensiones se emplean en otros países, normalizados para cada caso. Por ejemplo: en el Uruguay se emplean niveles de 110 y 150 KV en lugar de los 132 KV nuestros. Página 10 de 16

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Frecuencias de servicio de las redes eléctricas

En los primeros tiempos de la industria eléctrica, a finales del siglo XIX y principios del siglo XX, la construcción de los equipos eléctricos se realizaba para adaptarse a las características de tensión y frecuencia que se ajustaban mejor a las necesidades de cada caso en particular, lo que resultaba en una cierta anarquía y gran desorden, es decir no existía la normalización.

De esta forma, los constructores de transformadores preferían frecuencias más elevadas, para así conseguir algunos menores tamaños, como una disminución de volumen del núcleo, y logrando un mayor rendimiento. Por el contrario, los constructores de máquinas rotativas preferían frecuencias más reducidas, lo que significaba, si bien un mayor tamaño de las mismas, menores velocidades rotóricas, y por lo tanto menores esfuerzos mecánicos (fuerzas centrífugas). Así, las frecuencias eran tan dispares como desde los 15 Hz hasta los 75 Hz (y hasta los 100 Hz). Más tarde se comprendió la necesidad de normalizar las frecuencias y unificar todos los criterios, llegando a soluciones de compromiso. En Europa se adoptó el criterio alemán de 50 Hz, mientras que en los Estados Unidos se adoptaron 60 Hz, decisión en la que influyó enormemente Nikola Tesla. La primera central hidroeléctrica de las cataratas del Niágara construida por Westinghouse (1895) generaba en 25 Hz; sin embargo a los pocos años estudios llevados a cabo por la General Electric concluyeron que los 40 Hz sería un buen compromiso entre las necesidades de la iluminación, los motores y la transmisión, dados los materiales y equipos disponibles hasta la década del ’20 del siglo XX. Así, se construyeron muchos sistemas en 40 Hz. En nuestro país, las primeras centrales hidroeléctricas de Córdoba del Río Primero (Molet en 1888 y Casabamba en 1891 – anteriores a la del Niágara) ya lo hacían en 50 Hz. Aunque esta frecuencia de 40 Hz encontró mucho uso comercial, especialmente en los EE.UU., fue dejada de lado por los valores estandarizados de 25, 50 y 60 Hz, preferido por los fabricantes de equipos de gran tamaño, ya a partir de la década del ’30. En Alemania, la elección de la compañía AEG de los 50 Hz se cree que tiene relación con ser un número más “amigable para el sistema Métrico Decimal” que el valor de 60 Hz de Tesla y los EE.UU. Desde finales del siglo XIX en nuestro país la industria europea era la que regenteaba a los diferentes sistemas eléctricos. Recordemos a la primera Compañía Alemana Transatlántica de Electricidad (CATE), a su sucesora la Compañía Hispano-Americana de Electricidad (CHADE), a la Compañía Ítalo-Argentina de Electricidad (CIAE), y a otras tantas en el interior. Esto explica porqué la elección de nuestra frecuencia es de 50 Hz – en realidad la eligieron estas empresas … Un caso especial para destacar es el del Brasil: inicialmente Europa ejerció gran influencia, como en toda América del Sur, pero posteriormente EE.UU. logró en 1964 que se modificara y cambiara a la frecuencia a 60 Hz, aunque aún hoy en día existen ciudades importantes que conservan todavía los 50 Hz (parte de la ciudad de São Paulo) además de la actual frecuencia de 60 Hz. Como podrá inferirse rápidamente, esto es un serio problema técnico, para nuestro vecino, sin duda alguna.

Las diferencia de frecuencias entre dos países tan próximos como Brasil y ArgenBancos de capacitores intemperie para el filtrado de armónicos Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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tina hace más complicada la posibilidad de integrar o unir sus redes eléctricas, ya que no se pueden interconectar entre sí en forma directa y sencilla. Para hacerlo y tener las ventajas de transferencia de cargas, entre otras, que brinda la interconexión, se requiere de costosos equipos convertidores de frecuencia electrónicos mediante tiristores de potencia. Así, para alimentar al sur del Brasil mediante energía producida en Argentina, o recibir energía desde las redes brasileras, se dispone en la actualidad de dos enlaces: el primero en Paso de los Libres - Uruguayana en baja potencia y tensión (132 KV / 230 KV) funcionando desde hace casi 20 años y el segundo en Garabí - alta potencia y tensión (500 KV / 525 KV) desde hace menos de 10 años.

Otro caso muy interesante para destacar es el de Japón: la parte occidental del país (con grandes ciudades como Kyoto) usan redes de 60 Hz debido a las primeras compras de generadores instalados por la General Electric en 1896 en la ciudad de Osaka; mientras que la parte oriental con ciudades como Tokio, emplean los 50 Hz con generadores instalados por la AEG en 1895. Esta división se mantiene hay en día, y además de provocarles serios problemas, les exige tener varias subestaciones convertidoras en un pequeño territorio. De forma general, podemos decir que tanto para los turboalternadores (a pesar de la mayor velocidad) como para los transformadores, resultan algo más económicos si se los construye para 60 Hz. Por el contrario, las líneas de transmisión operan mejor a 50 Hz, ya que la reactancia inductiva es proporcional a la frecuencia de servicio y la capacitiva es inversamente proporcional, de forma tal que una línea en 60 Hz posee una “longitud eléctrica” efectiva superior en un 20 % que es muy notorio y entonces, la caída de tensión es también más grande en esta proporción: la línea se “ve” eléctricamente como más larga. La potencia reactiva capacitiva Qo es también mayor y la corriente de vacío Io más alta, y más notorio el

efecto Ferranti de sobre-elevación de la tensión, a menores longitudes. Además, si bien la frecuencia algo más alta empeora el efecto pelicular, es totalmente despreciable su aumento, respecto de la que opera a 50 Hz.

Otro aspecto importante, especialmente en las grandes distancias, es que la longitud de onda λ también se modifica con el aumento de frecuencia, disminuyendo en un 20 % a 60 Hz, lo que desde este punto de vista a menor distancia física (menos km.) la línea "irradia" energía más fácilmente, la cual lamentablemente se pierde inútilmente en el espacio circundante. Todavía se conservan otros valores de frecuencias para tracción eléctricas monofásica, con valores inferiores a los mencionados para uso industrial, de 16 2/3 Hz, 20 Hz y 25 Hz (especialmente en Europa), que permite mejorar la conmutación en los motores serie empleados en trenes eléctricos y subterráneos (disminución de chispas en el colector), solución ésta entre la C.C. que no se puede transformar y la C.A. de mayor frecuencia, que empeora enormemente la conmutación de estas máquinas de tracción. Antiguamente el Ferrocarril Mitre, en la línea de Retiro a Tigre, funcionaba con 25 Hz, con la central generadora ubicada en la estación Victoria. En aviación se emplea una frecuencia de 400 Hz, producida por máquinas rotativas de alta velocidad acopladas a las turbinas, en especial una que normalmente está ubicada en la cola del avión llamada UPS (Uninterrupted Power Supply). Con esto se logra reducir enormemente los tamaños de las máquinas y otros equipos (menos hierro y cobre) con el consiguiente ahorro en peso, tan importante en un avión: con el mismo tamaño y peso de una máquina del orden de los 10 KVA a 50 Hz, se pueden obtener unos 100 KVA a una frecuencia de 400 Hz. También se usa esta frecuencia elevada en fuentes de sistemas de computadoras grandes (main frames) especiales, en donde los transformadores resultan significativamente más pequeños. Frecuencias parecidas a los 400 Hz son empleadas en máquinas de alta velocidad en talleres de carpintería y taladros portátiles con motores asincrónicos en jaula de ardilla, mediante convertidores de frecuencia; pero no son distribuidas en forma comercial por las compañías debido a las pérdidas que ocasionarían, además de la interferencia con los sistemas de comunicaciones, y los problemas por irradiación en el caso de gran distancia, se verían enormemente aumentados. Página 12 de 16

Ing. Horacio Eduardo Podestá

Escuela Técnica “OTTO KRAUSE”` Departamento de Electrotecnia

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Las altas frecuencias, superiores a los 1.000 Hz se emplean en hornos de inducción para obtener aceros especiales. En caso de necesitarse frecuencias superiores a los 5.000 Hz, se emplean osciladores electrónicos en lugar de los mecánicos. Todos estos últimos usos en potencias bajas o medias. Para completar se sugiere ver la página (en inglés) http://en.wikipedia.org/wiki/Utility_frequency •

Tipos de centrales eléctricas

A efectos de evitar confusiones, llamaremos central eléctrica al conjunto de máquinas motrices, generadores, aparatos de maniobra, protección y medición, como también al equipo auxiliar; quienes intervienen directamente en la producción de la energía eléctrica. Es decir que la mayor parte de su producción energética “va a parar” a la red de distribución y de allí “a la venta” en forma comercial.

En realidad, debería llamarse en forma completa “central generadora de energía eléctrica”, pero se emplea el término simple de “central” por ser más corto, aunque en realidad se sebe tener presente el anterior para no confundirlo con conceptos similares. También muchas veces se las suele denominar con el anglicismo “usina” que quiere decir “fábrica”, aunque no es correcto su empleo en nuestro idioma. Sin embargo, encontramos todavía esta denominación por ejemplo en la “Primera Usina” en Córdoba, que en realidad es la vieja Central Santiago Fitz Simon sobre el Embalse del Río III (es más: si a los lugareños no se les dice "usina", no la conocen ... y los carteles en la ruta así lo referencian …). Así entonces le agregamos: térmica, hidráulica, nuclear, solar, eólica, mareomotriz, etc., para completar la idea de la fuente que alimenta a la central (por ejemplo Central Nuclear de Atucha I o Central Hidráulica Piedra del Águila o Central Térmoeléctrica Piedrabuena). Ampliando la definición dada en la primera página, llamamos subestación eléctrica (a veces también subcentral eléctrica y otras veces subusina eléctrica) al conjunto de dispositivos de transformación, conversión, control y distribución de la energía eléctrica, instalados al aire libre o en un edificio, o encapsulado en gas, cuya misión es la de alimentar a una red eléctrica. En ella no existen máquinas de producción o transformación de energía primaria (turbinas y alternadores). Empleando la nomenclatura explicada en páginas anteriores, podemos poner por ejemplo: “Subestación Transformadora Carlos Pellegrini” o “Subestación Transformadora Perito Moreno”, la primera de la empresa EDENOR y la segunda de EDESUR. Según el servicio que han de suministrar, se puede clasificar a las centrales eléctricas en:
CENTRALES DE BASE: están destinadas a suministrar la mayor parte de la energía eléctrica en forma continua y permanente, todos los días del año, durante las 24 hs. Estas centrales, también llamadas principales son de gran potencia y emplean generalmente a las turbinas a vapor como máquinas motrices (tanto por la quema de combustibles fósiles como por combustibles nucleares), las turbinas a gas y las turbiExterior e Interior de la Sala de Máquinas de la Central Térmica Piedrabuena Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Redes Eléctricas 1° Parte

Subestaciones Eléctricas de de Transformación y Distribución

nas hidráulicas que disponen de un río de caudal constante y permanente. Funcionan todos los días del año en forma invariable y a una carga casi constante, normalmente próxima a la máxima o nominal, quedándoles poca o ninguna de capacidad de reserva. En lo posible no se las usa para “regular frecuencia”, y se trata de “no mover” su carga, subiendo o bajando su potencia generada.

Un caso especial de este tipo lo forman las centrales nucleares, donde muchos las llaman centrales de base pura o neta, ya que deben funcionar a plena carga en forma constante durante muchos días del año e inclusive durante varios años seguidos. Podemos incluir dentro de esta clasificación, y como un buen ejemplo, a la Central Hidroeléctrica compensadora de Arroyito, la cual regula en forma permanente y constante el caudal del Río Limay. También, aunque algo más pequeña, la Central Los Molinos II sobre el Río II en Córdoba.

Podemos incluir dentro de esta clasificación de base a las geotérmicas, de las cuales en nuestro país no tenemos ninguna en servicio, a pesar de disponer de grandes zonas con gran actividad geotermal comprobada.
CENTRALES DE PUNTA: también llamadas centrales de pico, han sido proyectadas para cubrir las demandas de energía en las horas pico o punta, es decir en los momentos de máxima demanda energética. Estos picos se producen en las primeras horas de la noche, es decir entre las 18 y las 24 hs. (aproximadamente, dependiendo de la estación del año). Se ponen en marcha y trabajan en paralelo con la central principal de base todos los días del año durante las mismas horas. Si la central de base es de pequeña potencia, en la de punta se utilizan grupos electrógenos movidos por motores a explosión, como ser Otto o Diesel (preferentemente este último); si la central de base es de gran potencia, para la punta se emplean otras centrales del tipo hidráulicas o con turbinas a gas, las cuales, por sus máquinas motrices, son de alta velocidad de puesta en marcha y de reacción de aumento de potencia, lo que les permite “regular frecuencia” con gran facilidad.

Muchas centrales hidráulicas pueden funcionar como régimen de base en época de gran cantidad de agua y como régimen de punta en períodos de poco caudal. Como ejemplo podemos mencionar las grandes centrales del Río Limay, como Alicurá o El Chocón.
CENTRALES DE RESERVA: tienen por objeto sustituir total o parcialmente a las centrales hidráulicas en caso de escasez de agua, o mantenimiento de máquinas de centrales Vista aérea de la Central Térmica Modesto Maranzana térmicas, o de avería de un sistema eléctrico interconectado. No deben confundirse con las anteriores de punta, ya que el funcionamiento de las centrales de punta es periódico (es decir todos los días), mientras que el de las reserva es intermitente o esporádico.

Se emplean para estos casos viejas centrales térmicas antes de ser desmanteladas, o centrales hidroeléctricas con poca carga y disponibilidad de agua. Esto último depende del tiempo que deban funcionar en reemplazo de las de base, el cual habrá que evaluar para tomar la decisión de cual central utilizar como reserva.

Evaluar la reserva disponible en cada momento en una red eléctrica es de vital importancia, para poder hacer frente a posibles salidas intempestivas de servicio, tanto de generadores como de líneas de interconexión y transmisión. Página 14 de 16

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CENTRALES DE SOCORRO: también llamadas centrales de auxilio, tienen igual o similar función que las anteriores, pero su instalación no es fija, sino que se trata de un conjunto de máquinas y aparatos que se los ubica en vagones de ferrocarril, buques o camiones, listos para desplazarse y ser instalados en el lugar donde sean necesarios sus servicios.

Como máquinas motrices emplean para este caso motores Otto o Diesel o turbinas a gas, ya que requieren poco equipo auxiliar o instalaciones accesorias para su funcionamiento, y son de puesta en marcha (arranque) y sincronización muy rápida. Son de baja o mediana potencia, y generalmente su producción es directamente en baja o media tensión, para evitar el uso de transformadores de acoplamiento, y se conectan en forma directa a la red que deban socorrer.


CENTRALES DE ACUMULACIÓN POR BOMBEO: son siempre centrales hidroeléctricas. Presentan la posibilidad de elevar agua desde un embalse inferior, consumiendo energía sobrante en la red en las horas valle de la madrugada, para luego pasar a generar como hidráulicas convencionales en las horas pico del día siguiente.

Se aprovecha el sobrante de potencia (energía) en la red interconectada, en las horas de pequeña demanda de la madrugada, para elevar agua de un río o de un lago o embalse inferior, hasta un depósito o embalse superior, mediante bombas centrífugas accionadas por los alternadores de la central, que se utilizan como motores. En los períodos de gran demanda de energía, los alternadores trabajan como generadores accionados por las turbinas que utilizan el agua previamente elevada anteriormente. Por lo general se construyen las turbinas Francis con rodetes especiales que sirven como bomba, rotando en un sentido y como turbina, girando en el otro.

Transforman la energía "barata" del valle nocturno (de madrugada) en energía "cara" para las horas pico. Permiten además disponer de buena potencia adicional para cuando es necesario "empuntar" rápidamente en casos especiales, como ser en los eventos deportivos.

Nuestro país cuenta en la actualidad con dos centrales de este tipo, la Central Los Reyunos en la provincia de Mendoza sobre el Río Diamante y la Central Río Grande en la provincia de Córdoba, contando entre ambas con unos 1000 MW disponibles. Interior en la caverna de la Central de Bombeo Río Grande

Las centrales eólicas, las mareomotrices y las solares son casos especiales, y todas ellas son tomadas como un ahorro a la quema de los combustibles fósiles o bien de agua en los embalses con poca disponibilidad debido a años malos en cuanto a nieve o poca lluvia: 

Para las movidas por el viento, se podrían considerar como de base neta si se las instala en zonas de vientos constantes, a pesar de poseer inherentemente una generación variable, debido a las fluctuaciones normales del mismo. En nuestro país se están comenzando a instalar - tímidamente algunas centrales de este tipo, por ejemplo en Punta Alta y Tandil en la provincia de Buenos Aires, Comodoro Rivadavia y Río Mayo en la provincia del Chubut, General Acha en La Pampa; contando en total al día de hoy con unos 28 MW instalados

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Subestaciones Eléctricas de de Transformación y Distribución



Para las movidas por el mar, conociendo la tabla de mareas se sabe con toda certeza cuando hay disponibilidad de energía. Aunque coincida o no con las fluctuaciones de la carga normal, se las puede considerar también como de base, si se la combina convenientemente con una central hidráulica de bombeo. Nuestro país no dispone de esta forma de energía, a pesar que existe un proyecto sumamente interesante de Agua y Energía Eléctrica de finales del '50 - de construir una central mareomotriz de 1000 MW (50 grupos de turbinas Bulbo de 20 MW cada una) en el istmo de la Península de Valdés, en la provincia del Chubut.



Para las que aprovechan el sol, sabido es que durante las horas de la noche no producen, y cuando hay poca insolación (disponibilidad de luz solar) su producción es baja. Sin embargo, también se las puede considerar como de base, acumulando su energía en baterías para sistemas de baja potencia. En Argentina todavía se habla muy poco de esta fuente de energía, y mucho menos de considerar viable algún proyecto de construcción para conexión a la red nacional. Más bien se trata de proyectos de sistemas aislados para Escuelas rurales, o bien cascos de estancias totalmente alejados de las redes eléctricas de distribución.

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Ing. Horacio Eduardo Podestá