b Subestaciones

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2° Parte: Conexiones de las subestaciones y de las centrales eléctricas • Generalidades

Para distribuir la energía producida en las centrales se emplean diversos esquemas de conexiones. Si bien no es posible fijar normas definidas para la determinación del número y disposición de las conexiones de las subestaciones, ya que cada caso en particular requiere de un adecuado análisis, se puede estudiar de forma que se obtenga la flexibilidad y la continuidad en el servicio más conveniente para cada explotación, con gastos mínimos de instalación y de mantenimiento. El grado de flexibilidad que ha se preverse en la disposición de las conexiones, dependerá del tipo y de las funciones que prestará la central o subestación. Las tendencias modernas dan preferencia a la simplicidad sobre la extrema flexibilidad, a fin de lograr: 1. Reducir los costos de la instalación, 2. Reducir el peligro y probabilidad de averías, 3. Simplificar las maniobras en condiciones normales y anormales de servicio, y 4. Reducir las posibilidades de errores de maniobra.

El esquema unifilar de conexiones tiene por objeto representar al sistema de conexiones de los aparatos de maniobra de la manera más sencilla posible, haciendo uso de símbolos convencionales simples que representan a estos aparatos y equipos en general. Este esquema unifilar se ha convertido en la forma universal de indicar el sistema de conexiones de una central generadora o una subestación, siendo además de gran utilidad para los técnicos proyectistas y los que actúan en la instalación. Las representaciones polifilares son más adecuadas para los planos de detalle y para el conexionado en el montaje, o bien para la confección de circuitos menores o parciales, etc. Podemos dividir a los circuitos de una subestación y de una central en dos grandes grupos: 1. Conexiones eléctricas principales (o de potencia) y 2. Conexiones de los servicios auxiliares.

Antes de comenzar a desarrollar el primer tema, definiremos algunos términos con los cuales nos vamos a encontrar muy a menudo. Llamaremos barra a conductores de gran sección en forma de varilla circular o rectangular y en algunas subestaciones exteriores, conductores similares a los de una línea aérea en cobre o en aluminio con alma de acero, a los cuales van conectados los distintos elementos fuentes y consumidores a través de los aparatos de maniobra como interruptores y seccionadores.

Las conexiones de las barras con los aparatos, se efectúan con conductores análogos a los anteriores. Las secciones de los conductores que forman las barras colectoras y los de conexión, deben tener los valores necesarios para permitir con toda facilidad el paso de las grandes intensidades que normalmente se manejan a fin de que la densidad de corriente no sea superior a los valores reglamentarios permitidos. Además, deben ser capaces de soportar las solicitaciones debidas a las normalmente elevadas corrientes de cortocircuito, sin peligro para la instalación. Barras rígidas en 132 KV con aisladores de apoyo

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Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Las barras de las subestaciones interiores se apoyan y fijan sobre aisladores-soporte simples. Para tensiones de hasta 66 KV, dichos aisladores son de porcelana o vidrio, aunque actualmente pueden ser de material plástico (resinas epoxi). En tensiones superiores, es preferible blindar al sistema de barras, mediante el uso de SF6 (hexafluoruro de azufre), ya que así se logran distancias muy inferiores de separación entre los conductores activos, cuando la instalación se hace en interiores. En el caso exterior, se emplean aisladores-soporte múltiples o cadenas de aisladores. Se montan como líneas aéreas, colocando en los extremos a los aisladores de cadena en posición casi horizontal, que se fijan de las vigas de las estructuras metálicas o de hormigón. Llamamos campo a todos los elementos de maniobra que en conjunto permiten realizar una maniobra determinada. También, al “lugar” o “zona física” de la instalación (terreno – espacio) que permite realizar una maniobra, y a las entradas y salidas de líneas, de máquinas generadoras, de equipos auxiliares, etc. Un buen proyecto debe permitir ser ampliado con cierta facilidad, dejando campos libres de reserva para el futuro. Esta facilidad se puede observar en gran cantidad de subestaciones, en todos niveles de tensión, en el S.I.N. • Conexiones eléctricas principales

También llamadas de potencia, están destinadas al manejo y distribución de la totalidad de la energía producida por la central, debiendo ser proyectadas después de un minucioso estudio del conjunto o sistema del que forman o formarán parte. Los factores del sistema que deben tenerse en cuenta son: 1. Potencia, número y tensión de los generadores, 2. Capacidad, número y tensión de las líneas (de entrada y salida), 3. Importancia de la central y/o subestación en la red de la cual formará parte, 4. Lugar que ocupa dentro del sistema interconectado al cual aporta la energía (clasificación), y 5. Plan de explotación o servicio de la planta (central de base, punta, reserva, etc.)

En el caso más sencillo, varios generadores trabajan en paralelo sobre un único sistema de barras colectoras. Vemos en el esquema siguiente un ejemplo donde la distribución se realiza a la misma tensión que la de generación (es decir, sin la existencia de transformadores elevadores). Se lo emplea preferentemente en instalaciones de poca importancia y pequeña potencia y en los casos donde se pueden admitir frecuentes cortes o interrupciones en el servicio. La instalación es bien sencilla y el costo es reducido; se llama sistema de barras simples o simple juego de barras con interruptor simple. Cada uno de los generadores debe ir en serie con un interruptor de potencia y un seccionador (mucho cuidado: ¡en ese orden!), a fin de poder examinar y trabajar en los interruptores, sin la necesidad de dejar sin tensión a las barras. No es necesario instalar un seccionador entre la máPágina 2 de 32

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quina y su interruptor de potencia (en realidad no se lo hace por su costo adicional y ser un elemento más a mantener en la instalación, con todas sus posibles fallas…).

En las líneas se acostumbra intercalar seccionadores a ambos lados del interruptor, pero podrían obviarse como en el caso de la línea III, cuando se tiene la seguridad de que es imposible que retorne tensión por la línea desconectada de la barra, es decir el caso de líneas abiertas o radiales. Sin embargo, cuando se trata de líneas aéreas largas de alta tensión, es indispensable colocarlo, y con las respectivas cuchillas seccionadoras de puesta a tierra, para descargar esa línea (en realidad son muy contados los casos en donde se “ahorra” este seccionador). Si la tensión de distribución o transmisión es mayor que la de generación, como sucede en la gran mayoría de los casos, modernamente a cada alternador se le conecta un transformador elevador o de salida, formando una unidad. En la gran mayoría de los casos no es necesario conectar entre ellos un interruptor de potencia, que sería muy costoso por la elevada corriente que debería manejar; basta con el del lado de alta tensión del transformador (en casos especiales que luego veremos, se intercala un seccionador bajo carga en aire). Esta disposición se llama acoplamiento en bloque; y si además estamos en una central térmica y cada alternador tiene un transformador propio con la turbina de impulso y una sola caldera por grupo, se lo llama acoplamiento en monobloque:

Vemos 5 campos, 2 de generación y 3 de líneas. Enumeremos las ventajas más importantes: a) se evitan barras colectoras, disyuntores, seccionadores y otros aparatos a la tensión de generación, muy costosos por las elevadas intensidades nominales y de cortocircuito que deben manejar en sistemas de muy alta potencia, b) en caso de cortocircuito en las barras colectoras (que sería el caso más desfavorable para las máquinas) la corriente se vería limitada a valores moderados o bajos, por la impedancia de los transformadores y por tratarse de una tensión más elevada (mayores impedancias equivalentes), c) las máquinas generadoras no necesariamente deben ser de la misma tensión nominal, ya que el transformador respectivo se encarga de igualar los niveles de tensión, en su lado secundario de alta tensión, en función de su respectiva relación de transformación. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

En estos casos, la potencia aparente del transformador es prácticamente la misma que la del alternador respectivo, ya que en unidades grandes estas pérdidas son muy reducidas (del orden de un 2 o un 3 % - en el peor de los casos). El principal inconveniente de la solución antes mostrada radica en el hecho de que si se avería un alternador, tampoco puede usarse el transformador respectivo; o si falla el transformador, su alternador no puede seguir generando. Sin embargo, en la actualidad esta disposición es sumamente empleada, encontrándola en varias centrales de nuestro país, como ser en la Central de Ullúm en San Juan (conocida como "La Olla") en 132 KV, o en Pichí Picún Leufú, sobre el Río Limay, en 500 KV . Lo último puede evitarse instalando una barra de transferencia, la cual permite que dicho transformador continúe en uso mediante el empleo de seccionadores, o que el generador siga sirviendo a la red. Sin duda que el problema que presenta esta solución es que nuevamente todas las máquinas deben tener la misma tensión de generación. Actualmente se encuentra en desuso. Encontraba gran aplicación en centrales hidroeléctricas (especialmente en las más antiguas), las cuales por regla general están compuestas por un gran número de máquinas idénticas:

Disposición similar a la anterior la encontramos en la Central Ing. Carlos Cassaffouth (también llamada “2° Usina del Río III” de mediados de la década del '50 del siglo XX), de la provincia de Córdoba, la cual cuenta con tres alternadores en 6,6 KV conectados directamente a las barras de esa tensión, y tres transformadores elevadores a 66 KV en paralelo. Esta disposición se la ha propuesto en todos los esquemas de las distintas soluciones que se le ha dado a la Central Paraná Medio, para su Cierre Sur (Islas del Chapetón), que alguna vez deberíamos empezar a construir … Página 4 de 32

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A menudo conviene distribuir parte de la energía de la central a la misma tensión que la generación (a corta distancia) y a otra tensión más elevada para transmisión (a gran distancia), por ejemplo, para alimentar a una población cercana se podría usar 13,2 KV y a un centro industrial importante, por ejemplo a unos 150 Km, en 220 KV tal como se observa en el siguiente esquema:

Entonces, los alternadores en 13,2 KV entregan directamente (sin transformador) parte de su energía al área local, y mediante los transformadores elevadores se la eleva al nivel de la transmisión. Debe advertirse que por si algún motivo existiera una falla en las barras bajas, además de salir de servicio el sistema de distribución en esa tensión, también lo hacen los transformadores que elevan la tensión hasta 220 KV, con lo que queda también fuera de servicio la transmisión de energía. Para cambiar por un momento con el desarrollo de la secuencia del trabajo, vemos en la figura de la derecha la instalación de diversos equipos eléctricos de maniobra, protección y medición, como seccionadores, interruptores, transformadores de corriente, barras, etc.; en una nueva subestación de una tensión nominal de 66 KV. También se pueden ver los trabajos de construcción de las bases de montaje de esos dispositivos electromecánicos. Obsérvese las dimensiones de los aparatos y las distancias eléctricas que lógicamente deben respetarse entre ellos. Instalación de una subestación de 66 kV

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Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Volviendo al desarrollo de los temas que nos ocupa, en otros casos la distribución y la transmisión se realizan a tensiones diferentes de la de generación. Pueden emplearse como posible solución entonces los transformadores de 3 devanados (otras soluciones también son posibles …) Ahora sí son imprescindibles los interruptores y los seccionadores entre cada máquina y el transformador respectivo a los efectos de poder “separar” cada sector y así permitir algunas maniobras interesantes, como veremos a continuación: el esquema que sigue nos permite emplear al transformador en caso de que el alternador respectivo falle, transfiriendo energía de las barras altas a las bajas o viceversa, abriendo la conexión entre el generador y el transformador:

En la misma central pueden existir viejas máquinas que estén conectadas únicamente a la menor tensión, como en el caso de la Central Nuevo Puerto, en la cual sus máquinas números 4 (60 MW) y 5 (110 MW) se encuentran conectadas a 27,5 KV y la máquina 6 (250 MW) lo hace mediante un transformador de 3 devanados con sus salidas en 27,5 KV y en 132 KV. Cabe mencionar que en este nivel de tensión en 27,5 KV ya no se amplían ni agregan secciones o nuevas barras o salidas de cables subterráneos u otro tipo de equipamiento, y que ha quedado solamente en equipos que todavía están funcionando y cuyo recambio a un nuevo nivel (posiblemente 132 KV) sería altamente costoso. Este nivel ha quedado como una tensión de las redes de distribución de otra época pasada. Un caso similar al de transformadores de 3 devanados presentado se lo puede ver en la planta de ALUAR en Puerto Madryn, en la instalación original para la puesta en marcha, en donde 2 turbinas de gas de unos 22 MW aportaban (y aportan todavía) su energía en 13,2 KV al primario de sendos transformadores elevadores de 3 arrollamientos (como los generadores G1 y G2), de unos 25 MVA de potencia, con salidas en 33 KV y 132 KV.

Si dividimos a las barras en dos (o más) secciones mediante los correspondientes elementos de maniobra, se consigue que, en caso de avería de uno de los sectores, la falla quede limitada o Página 6 de 32

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circunscripta a ese sector afectado de las barras, abriendo el interruptor de seccionamiento longitudinal, con lo que el resto de la instalación queda en servicio:

Vemos arriba un esquema con estas propiedades, que posee un total de 7 campos, en el cual cada sección de la barra tiene generalmente uno o más generadores, con varias salidas de líneas. Se emplea en tensiones medias, raramente superando las 3 secciones (se prefiere el sistema de doble barra que estudiaremos con detalle más adelante). Al “partir” o “abrir” al sistema en 2 se logra disminuir también la potencia de cortocircuito de los tramos o secciones. 5

6

7

Con esta disposición es posible lograr una mayor flexibilidad y seguridad en el funcionamiento de la subestación; y también para encarar los trabajos de mantenimiento, limpieza e inspección de la misma.

8

2

3 I

II

A

Si el sistema tiene varias líneas que alimentan a una misma carga, estas líneas generalmente se disponen alternadamente (cruzadas) en cada sección de barras para así hacer más seguro el suministro de energía, es decir las líneas I y A terminan sobre la misma barra, mientras que las II y B terminan sobre otra subestación. Pero, hay inconvenientes:

B

1

4 G1

G2

1) no se puede transferir una salida de una a otra sección de barras; 2) la revisión de un disyuntor deja fuera de servicio a la salida correspondiente; 3) la avería en una sección puede obligar a una reducción significativa del suministro de potencia, y 4) el sistema de protecciones es algo más complejo.

En el esquema se puede apreciar una distribución como la explicada. El acoplamiento longitudinal, logrado mediante un interruptor con sus respectivos seccionadores, puede ser “rígido” como el mostrado en el esquema, o bien “flexible” mediante reactores en serie, como veremos más adelante. Nuevamente hagamos un alto antes de abordar la descripción de uno de los sistemas de barras más usados en todo el mundo.

Vemos en la fotografía de la derecha el espectacular ensayo de descarga de un impulso (simulando una descarga atmosférica) en una fase de un interruptor en gas SF6 para una tensión nominal de 525 KV (para nosotros 500 KV) realizado en el interior del laboratorio de alta tensión de la empresa fabricante del dispositivo. Estos ensayos son de rutina para el conjunto de aisladores que conforman el interruptor, tanto para los de soporte (verticales) como para los que contienen las cámaras de interrupción (horizontales).

Cuando se producen descargas atmosféricas aparecen sobretensiones en las líneas de energía eléctrica, de frente de onda muy escarpado. Para evaluar la capacidad del aislador de separar a la línea de tierra (y en este caso también al interruptor) se realiza ese ensayo ante una situación como la descripta. En términos generales, consiste en someter al aislador a 15 impulsos atmosféricos normalizados de ambas polaCentrales y Canalizaciones Eléctricas

Ensayo de descarga

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ridades (positivas + y negativas -). Se considera satisfactorio al ensayo, es decir que el aislador se comporta debidamente, si se producen como máximo dos contorneos en cada polaridad.

Retornamos. En los sistemas explicados hasta ahora se ha supuesto que sólo existe un único juego de barras por cada tensión. Sin embargo, cuando se trata de sistemas importantes, se instalan 2 juegos de barras, con seccionadores selectores (luego veremos más juegos de barras). El doble juego de barras, sumamente difundido y que comenzaremos a estudiar a continuación, permite alimentar a cada línea indistintamente desde cada uno de los juegos de barras, puede separarse al sistema en 2 independientes, conectando parte de los generadores y líneas a uno de los juegos y los restantes al otro, pueden conectarse todos a una misma barra mientras se realizan trabajos de mantenimiento en la otra, puede probarse una línea nueva o recién reparada sobre una barra libre con un generador fuera de servicio (esperando una hora valle sin afectar a la red interconectada), puede ampliarse la subestación sin sacarla de servicio pasando todo a una barra y conectando la otra sin tensión a la nueva respectiva, procediendo de una por vez, etc. Veamos:

A los seccionadores que están sobre las barras y que permiten elegirlas, se los llama selectores (de barras). Sin embargo, tal como está planteado el esquema anterior, tiene un inconveniente muy grave: cuando se desea abrir al sistema en dos, o cuando se lo tiene que poner en paralelo, esta maniobra se la debe llevar a cabo con los seccionadores, debiéndose asegurar que por ellos no circule corriente y al abrir puedan quedar con tensión entre sus contactos, a efectos que no se produzca un arco que sería destructivo, cosa extremadamente difícil de cumplir, de verificar y de mantener, por tan siquiera un corto tiempo.

Además, en caso de poder verificarse lo anteriormente dicho fehacientemente, los seccionadores son lentos (o muy lentos…) en su accionamiento, y seguramente después de recibida la orden de cierre tardan unos segundos en completar la maniobra, tiempo suficientemente largo para que no se mantengan las condiciones de sincronismo (los operadores de las centrales saben lo complicado que resulta mantenerla por varios segundos). Además, muchos de ellos son manuales debiendo el operador realizar su apertura o cierre desde la misma playa, y con su propia velocidad ... esto sencillamente provocaría la destrucción del seccionador y podría en serio peligro la vida del mismo operador ... Página 8 de 32

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Entonces, en todos los casos se instala un interruptor de potencia juntamente con dos seccionadores (¡ uno a cada lado !) que permite poner en paralelo al sistema de barras, o bien abrirlo, sin que por los seccionadores selectores de barras circule corriente y se produzcan arcos. El nombre de este interruptor es el de acoplamiento o amarre de barras, aunque también algunos operadores en algunas subestaciones lo llaman conjuntor de barras:

Ya que el esquema sería exactamente el mismo que el anterior, con el agregado del interruptor mencionado, se lo muestra en adición en una versión más completa y más segura, aunque sin duda mucho más costosa (tanto por los interruptores involucrados, como por sus sistemas auxiliares), llamada sistema de doble juego de barras con interruptores dobles. Si se estudia con cuidado este esquema, puede observarse que no es necesario incluir al interruptor de amarre (dibujado por arriba del alternador G3 y el transformador T3 en el esquema) ya que los interruptores dobles permiten hacer la maniobra de paralelo y desdoblamiento del sistema con toda comodidad. De hecho, en las instalaciones con doble interruptor, este último no se instala. Únicamente se lo ha dibujado con valor didáctico.

Nuevamente, se ha incluido al generador G3 con un interruptor simple con fines didácticos, para poder compararlo con el esquema anterior, y así ver las diferencias entre los elementos requeridos por una y otra disposición o esquema. Dibujemos el esquema de forma distinta, si bien sobre el mismo juego de barras, solamente a modo comparativo. Vemos ahora 2 generadores, uno conectado al doble juego de barras con interruptor doble, y el otro con simple; 3 líneas de salida, una con interruptor doble, mientras que las otras 2 con interruptor simple, y el ya mencionado interruptor de amarre con sus respectivos seccionadores, que de tratarse de una instalación real podría ser obviado: Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

A

B

C

500 KV

Barras I

Barras II Interruptor de Amarre

T2 T1 G2 G1

El campo de aplicación de este esquema de doble interruptor se limita a subestaciones de centrales de gran potencia, o en instalaciones muy importantes donde la continuidad del servicio resulta fundamental.

Como ejemplo podemos citar a la central de El Chocón y todo el conjunto de las subestaciones instaladas en los comienzos de nuestros 500 KV en la década de los ’70 del siglo pasado: Ezeiza, Gral. Rodriguez, Abasto, Puelches, Henderson; o bien en la Central Nuclear Embalse del Río III en la conexión entre el generador y las barras de la red nacional. En caso de avería de un interruptor, se pasa a alimentar por el otro (y desde la otra barra), mientras se repara al averiado con comodidad abriendo los seccionadores respectivos, a ambos lados lógicamente. Para lograr una alta velocidad en la conmutación o de cambio de barra, se deben mantener a todos los seccionadores cerrados. Entonces, el sistema de protección provoca automáticamente la conmutación sobre el otro juego de barras cerrando el interruptor de esa barra y abriendo el de la que se saca del servicio (¡ en ese orden !), sin que se produzca interrupción en el suministro de energía.

Claro está, y como puede deducirse, se deben duplicar los transformadores de intensidad y los sistemas de protección y la coordinación entre las maniobras de las barras, lo que eleva considerablemente el precio de la instalación.

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Veamos a continuación otras disposiciones físicas del esquema de doble interruptor, aunque eléctricamente son exactamente las mismas:

En las disposiciones espaciales anteriores, las diferencias están en el lugar físico donde se ubican los juegos de barras y las conexiones a las líneas y/o acometidas; y no en el campo en sí. Se puede ver que en el esquema de la izquierda las barras están separadas por los dos interruptores y los cuatro seccionadores (y los transformadores de medición y protección que no se muestran en el esquema) con todo lo que esto significa de espacio ocupado en el terreno (cada interruptor en aire comprimido requiere aproximadamente unos 9 m entre extremos para 500 KV, aunque en SF6 se reduce a unos 5 o 6 m) y las entradas y/o salidas se pueden hacer según interese hacia un lateral u otro. En el esquema de la derecha las barras están juntas, con los seccionadores e interruptores a cada lado. Normalmente se disponen las entradas/salidas hacia un lateral determinado, preferentemente en forma alternada. En los esquemas anteriores se ha obviado al interruptor de amarre por ser innecesario, como se discutió ampliamente en unos párrafos anteriores. Pero, volvamos a él y al esquema de interruptor simple tan difundido: Para descomponer al sistema en dos, se cierran los seccionadores del mismo y luego el interruptor (luego de cumplirse las condiciones de puesta en paralelo), con lo que las barras quedan rígidamente unidas. Se realizan las maniobras necesarias para separar generadores y líneas en dos sistemas, y se abre el interruptor de amarre. Así evitamos abrir corrientes o cerrar con tensiones elevadas con los seccionadores selectores, lo que daría lugar a arcos de ruptura o cierre que fácilmente los podrían destruir. Cuando se desea dejar fuera de servicio para reparar, cambiar aceite o contactos, o mantenimiento general, a un interruptor de una línea cualquiera, sin interrumpir el servicio, en el esquema de doble juego de barras con interruptor simple convencional se instala un juego de barras adicionales llamadas auxiliares (denominada con la letra h ... váyase a saber por qué?), con la que puede conectarse cualquier línea y cuyas barras pueden recibir energía de las principales. Se agrega además un interruptor auxiliar, que servirá de protección de la línea cuyo interruptor ha sido sacado de servicio, con sus seccionadores selectores, para poder tomar la energía de la misma barra que lo hacía la línea en cuestión. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Lógicamente, no debe sacarse más de una línea por vez, ya que existe un único juego de barras (por lo general de menor sección que las principales) y un único interruptor auxiliar, y en caso de falla en una de las líneas si se conectaran varias, al abrir este interruptor sacaría de servicio a todas las líneas conectadas a la barra auxiliar. Esta disposición es raro que se repita del lado máquinas del sistema de barras, puesto que si se quiere reparar a un interruptor de una máquina, se espera a una hora valle y se la saca de servicio. Sin embargo hay excepciones a esta regla, y una de ellas es la central Futaleufú, que es una central de base de carga constante o neta (alimenta a la planta de ALUAR), en donde no se puede esperar a una hora valle para sacar al interruptor y repararlo:

Vemos arriba un esquema con 2 máquinas, 3 líneas de salida y 2 interruptores extras, el de amarre o conjuntor y el auxiliar, que a partir de ahora usaremos para mostrar maniobras básicas. Empleando los números que están al lado de los elementos de maniobra, veremos algunas secuencias típicas de operaciones que nos permitirán comprender mejor su funcionamiento. Se ruega seguirlas con la presentación en POWER POINT de SUBESTACIONES: 1º Caso: Sistema totalmente desconectado y máquinas detenidas. Se desea alimentar a las líneas A y B con el generador G2 y el sistema I de barras; y la línea C mediante el generador G1 con las barras II: a) Se da entrada de combustible a las máquinas (o se abre la entrada de agua) y excitación hasta llevarlas a la condición de frecuencia y tensión nominales, b) Se cierran 21 y 22 (se seleccionan las barras de cada máquina), c) Se cierran 4 y 5 (se da tensión a las barras respectivas), Página 12 de 32

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d) Se cierran 11, 13 y 16 (se eligen las barras de cada línea), e) Se cierran 8, 9 y 10 (los seccionadores de línea) y f) Se cierran 1, 2 y 3 (se da alimentación a las líneas). Con esta última maniobra queda en servicio el sistema anteriormente solicitado. 2º Caso: A partir del anterior, se desea reparar (cambiar aceite) en el interruptor 2: a) Se cierra 24 (prepara a la barra de la que el 2 está tomando energía), se cierran 26 y luego 18, b) Se cierra 6 (se establece un paralelo entre 2 y 6). OJO: se deben transferir las protecciones al 6 !!! c) Se abre 2 (para que no circule corriente al abrir 9 y 13), d) Se abren los seccionadores 9 y 13 (con esto el interruptor queda sin tensión y puede ser reparado). De haber algún inconveniente en el circuito de carga de la línea B, se interrumpe el servicio abriendo el interruptor 6, que ha pasado a ser el elemento de protección de la línea mencionada, después de haberles transferido las protecciones y los disparos correspondientes. 3º Caso: Partiendo del anterior, pasar todo el sistema a barras II, manteniendo en línea B el interruptor auxiliar. Por partes sería: a) Puesta en paralelo de los dos sistemas de barras: . Se cierran 27 y 28 (seccionadores del interruptor de amarre), . Luego de cumplidas las condiciones de sincronización (secuencia, tensión, frecuencia y fase) se cierra 7, . Las barras y los sistemas que conectaban se encuentran en paralelo. b) Pasaje de todo el sistema a la barra II: . Se cierra 23 y se abre 22 (¡ en este orden !). Con esto la máquina G2 pasa a la barra II, . Se cierra 25 y se abre 24 (¡ en este orden !). La barra auxiliar, y con ella la línea B, pasan a barra II, . Se cierra 12 y se abre 11 (¡ en este orden!). La línea A pasa a la barra seleccionada. c) Desconexión de la barra I: . Como puede observarse, la barra I queda vinculada solamente por el interruptor de amarre. . Para desconectarla se abre 7 y por último 27 y 28.

En el esquema anterior, el uso del interruptor de amarre permite la división del sistema en dos, o bien su puesta en paralelo sin tener que seccionar corrientes elevadas; el interruptor auxiliar o de reserva permite el comando de la línea cuyo interruptor está en reparación, a través de las barras auxiliares. Reubicando en forma inteligente a las barras principales y a la auxiliar, el interruptor de amarre puede ser el mismo que el auxiliar, llamándosele simplemente de reserva. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

El esquema siguiente es usado en subestaciones de tensiones elevadas, mayores de 66 KV. Como ejemplo mencionamos a la subestación Santo Tomé de la ex - A. y E. E. en su sector de 132 KV, en la provincia de Santa Fe, muy próxima a esa ciudad capital, con 2 transformadores reductores de 500 KV a 132 KV de 300 MVA. Ésta será en el futuro un nudo muy importante del Sistema Interconectado Nacional, cuando reciba dos de las cuatro líneas (en 500 KV) de la central Paraná Medio - Cierre Sur … la cual se encontrará a unos 30 km al norte de la ciudad … Pero veamos la solución de la que venimos hablando, en una tensión más baja:

•

Si queremos poner en paralelo a los dos sistemas de barras principales (I y II) se cierran 1 y 2, y luego el interruptor de reserva.

•

Si queremos sacar de servicio al interruptor de la línea A que por ejemplo está tomando alimentación desde la barra I, cerramos 1 y 4, y luego 5 juntamente con el interruptor de reserva. Para la línea B lo hacemos mediante el seccionador 6.

•

Si la línea estuviera alimentada por la barra II, sería necesario cerrar 2 y 3 en lugar de 1 y 4.

•

Como puede deducirse, no tiene sentido alguno maniobrar sobre 3 y 4 simultáneamente ya que conectan a la barra sobre sí misma.

•

Tampoco es posible cerrar 1 y 3 o 2 y 4, ya que se conecta a la barra auxiliar mediante seccionadores a la barra I o la II.

En el esquema presentado las líneas entran o salen por el mismo lateral de la subestación. Cuando se necesita entrada o salida por dos laterales se emplean barras auxiliares (también se las llama de transferencia) en “U”, tal como veremos en el esquema de la próxima página. Esta disposición requiere un espacio considerable, aunque permite una gran flexibilidad en trabajos de reparación, revisión y verificación de los distintos elementos que componen la instalación. Un esquema similar a este con abarras en “U” lo encontramos en la subestación Puerto Madryn a la llegada de las líneas de 330 KV que traen la energía desde la central Futaleufú. En realidad, el nombre de barra de transferencia que aparece en el esquema, en lugar del ya mencionado como barra auxiliar (que es el correcto), es el que posee en la realidad la subestación de TRANSPA: Página 14 de 32

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El esquema anterior tiene 7 campos (6 de líneas y 1 para el interruptor de reserva. Si recordamos al esquema de doble interruptor de la página 13, podemos lograr un ahorro de interruptores y simplificación, casi la misma flexibilidad y seguridad en el servicio mediante la disposición siguiente conocida como de interruptor y medio por salida. Este esquema es muy empleado en todas las modernas subestaciones de 500 KV que se han venido instalando en el Sistema Interconectado Nacional a partir de la década del '80 del siglo pasado (Gran Mendoza, Rosario Oeste, Malvinas Argentinas, Almafuerte, Choele Choel, Olavarría, Salto Grande, Recreo, etc.):

500 KV

Barras principales Principales

I II

A

B

Se llama “interruptor y medio” debido a que por cada dos salidas o entradas existen tres interruptores. Haciendo el cociente resulta 1 y 1/2 interruptor por cada una. Una ventaja es que permite “amagar” y “no entrar” a la subestación, por ejemplo cerrando el interruptor central, se unen las líneas A y B. Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Un inconveniente que tiene esta disposición es que el sistema de protecciones resulta más complicado, ya que la misma debe coordinar correctamente al interruptor central con los disyuntores de las líneas. Sin embargo, debido al ahorro de elementos de maniobra muy costosos, se lo emplea en todas las subestaciones de gran potencia. En el esquema de la izquierda se ha esquematizado la salidas por un solo lateral, mientras que en el de la derecha son dos los laterales por donde entran o salen las líneas:

Un método eficaz para reducir las corrientes de cortocircuito y lograr una mayor separación de cargas emplea 3 juegos de barras colectoras, llamándose sistema de barras triples. Un ejemplo lo encontramos en la subestación de la Central Costanera en sus dos sectores, de 132 KV y de 220 KV. En ella, las 5 primeras máquinas más antiguas están conectadas a las barras originales de 132 KV, mientras que las máquinas restantes lo están a 220 KV. Se emplea este esquema en instalaciones de gran potencia, con gran cantidad de salidas de líneas. No se estila incluir barra auxiliar, con lo que quedaría la instalación con 4 barras totales, ya que si se quiere reparar un interruptor, se lo saca de servicio alimentando a los consumidores mediante otros cables o líneas. En la página siguiente vemos un típico ejemplo de un sistema de triple barra con interruptor simple. Ahora resulta imprescindible la inclusión de un interruptor de amarre que permita poner en paralelo a los sistemas de barras.

Muchas veces se disponen 2 amarres diferentes, uno rígido y el otro flexible con reactores en aire (como ejemplo ver la subestación de 132 KV de la Central Costanera): Página 16 de 32

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•

Si la maniobra a realizar es poner en paralelo a las barras I con las II, se deben cerrar los seccionadores 1 y 3, y luego el interruptor de amarre.

•

Si se quiere conectar a la barra II con la III, se cierran 2 y 4.

•

Por último, para vincular la I con la III, se cierran 1 y 4.

•

No tiene sentido cerrar 2 y 3, ya que conectan a la barra con sí misma, y no está permitido cerrar 1 y 2 o 3 y 4, puesto que se vincularían barras diferentes mediante solo seccionadores, sin interruptor de por medio, maniobra ésta sumamente peligrosa.

Volviendo al sistema de doble juego de barras, en las instalaciones con muchos alternadores, como por ejemplo en las centrales hidroeléctricas de gran potencia o en centrales térmicas antiguas a las cuales con el correr del tiempo se les ha ido agregando máquinas, o también en los sistemas de auxiliares que luego estudiaremos, se emplean los sistemas llamados de seccionamiento longitudinal, dividiendo a las barras dobles en dos o tres tramos o sectores (raramente más), cada uno con sus máquinas y cargas. Para conectar longitudinalmente a los sectores, se dispone de un interruptor de acoplamiento y seccionadores selectores de maniobra y los propiamente llamados seccionadores longitudinales. El esquema en la página siguiente es una extensión del ya estudiado para una simple barra: ahora son dos barras cada una seccionada en tres tramos, es decir que se pueden lograr seis sistemas totalmente independientes. Veamos: Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Redes Eléctricas 2° Parte

Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Se ha incluido un interruptor de amarre en la sección central del sistema de barras para poder poner en paralelo y hacer transferencia de barras. Por tratarse de tres secciones, se instalan dos interruptores longitudinales con los seccionadores adecuados para realizar las maniobras de apertura y cierre. Tomando los números indicados: •

Si queremos conectar el sector central con el derecho de la barra I cerramos 1 y 3, luego el interruptor de acoplamiento respectivo, para así cerrar el seccionador longitudinal 5.

•

Si se desean unir los mismos sectores, pero de la barra II, se cierran 2 y 4, el interruptor de acoplamiento longitudinal involucrado y por último el seccionador 6, ¡ pero cuidado ! estas maniobras no pueden efectuarse simultáneamente.

Al igual que en otras disposiciones existen maniobras que están prohibidas, como ser cerrar 1 juntamente con 2, o 3 con 4, puesto que harían directamente un paralelo en los sistemas de barras, sin pasar por interruptor alguno. Si bien el hecho de cerrar 1 y 4 o bien 2 y 3 no hace peligrar a la instalación por estar intercalado el disyuntor, el paralelo entre sectores y barras diferentes se debe mantener con el interruptor de acoplamiento cerrado, maniobra ésta poco frecuente y aconsejada, usada únicamente en caso de una emergencia. En algunas instalaciones (ciertamente atípicas en nuestro país, en especial las más modernas pero bastante empleada en sistemas de los EEUU) se disponen a las barras en forma de anillo seccionable. Se dividen así en tres o más secciones con sus generadores y sus cargas, mediante interruptores longitudinales.

Este esquema presenta la ventaja de no requerir protección de barras, y que la desconexión de los disyuntores longitudinales no afecta la continuidad del servicio; pero si se desconectan simultáneamente dos de ellos, adyacentes, pueden dejar sin servicio a más de una salida, dependiendo de como se encuentren las cargas y de cuáles interruptores se hayan abierto. Son más complicados los sistemas de protección y no se puede ampliar la instalación sin tener que interrumpir el servicio. Veamos un esquema como este: Página 18 de 32

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Este esquema es también usado en pequeñas centrales industriales, en tensiones medias, comprendidas entre los 2,2 KV y los 13,2 KV. Las centrales Puerto Nuevo y Nuevo Puerto de la ex-SEGBA – actualmente Central Puerto, emplean un esquema muy parecido, aunque en lugar de una sola barra se trata de doble barra en anillo, con una tercera auxiliar llamada “centro de estrella” en sus sectores de 27,5 KV. En muchos casos, cuando se instalan dos filas de celdas, las barras dobles toman la forma de una “U”. Es muy útil en casos de espacio reducido o interiores:

Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Redes Eléctricas 2° Parte

Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Para completar los esquemas de barras principales, presentaremos algunos de gran interés, cada vez más empleados en nuestro país en casos especiales:

Este juego de barra principal única y barra auxiliar (o de transferencia) permite realizar trabajos de reparación y revisión en cualquiera de los disyuntores de línea (de uno por vez !!!) sin dejarla fuera de servicio. Posee un interruptor auxiliar para protección de la línea a la que se le está reparando su interruptor. Es útil en aquellos casos de subestaciones sencillas que poseen interruptores que requieren frecuentes trabajos de mantenimiento, aunque con un bajo manejo de potencia. Un inconveniente es que al reparar seccionadores o la barra principal, el sistema completo se debe sacar de servicio. Lo vemos en la subestación Puelches en la playa de 132 KV. Se deben coordinar con sumo cuidado todas las protecciones contra errores de maniobra, juntamente con el interruptor auxiliar. Veamos otro muy usado últimamente en las nuevas instalaciones de la red nacional:

El sistema de doble barra con una actuando también como auxiliar permite que cualquier barra oficie de principal. Es muy usado en altas tensiones y altas potencias en las últimas subestaciones de la red del S.I.N. Si bien requiere de seccionadores adicionales, permite una mayor flexibilidad que el anterior. Durante el tiempo que dura la reparación de un interruptor de línea, se transfieren las protecciones de esa salida al interruptor auxiliar, inutilizando como principal a la barra auxiliar. Ahora, cuando debe realizarse una reparación de barra, puede pasarse al otro juego, sin interrumpir el servicio. Ver central de Arroyito, o subestación Chocón Oeste o Alicurá o Paso de la Patria en sus sectores de 132 KV. Página 20 de 32

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Veamos un esquema que se emplea en los sectores de algunas subestaciones importantes en tensiones de 132 KV, especialmente en aquellas con muchos más campos que en el caso anterior, como por ejemplo en la central de Agua del Cajón. En este esquema de doble barra, donde cualquiera puede actuar como auxiliar, se debe tener sumo cuidado para su maniobra, ya que puede dejarse sin el interruptor a alguna entrada o salida de la subestación: A

B

1

C

6

5

Barras I Barras II

D

132 KV

4

2

Barras Principales y Auxiliares

3 Interruptor de Reserva

T1 G1

T2 G2

Las líneas A, B y C como los campos de ambos generadores G1 y G2 se han realizado con la posibilidad de realizar el by-pass para reparar el respectivo interruptor, con la ayuda del interruptor de reserva, el cual como puede verse también oficia de amarre o conjuntor de barras y también auxiliar. Sin embargo, y al solo efecto de realizar una comparación didáctica, se ha incluido en la línea D una disposición tradicional de interruptor simple, sin la posibilidad de reparación que le brinda el seccionador by-pass. Para proceder a reparar algún interruptor, alguna barra debe estar libre para que pueda ser empleada como auxiliar y tomando energía de la otra con el interruptor de reserva, y el respectivo seccionador selector y el by-pass, proteger al campo que tiene su interruptor en reparación.

Con los números del esquema veamos un ejemplo: con la Barra I libre y Barra II energizada, para reparar el interruptor 1, se cierra el camino Barra II - seccionador 2 - interruptor de reserva 3 seccionador 4 - Barra I - seccionador selector 5 - seccionador by-pass 6 - línea B . El resto de los seccionadores del campo abiertos.

Además, y para completar un poco más el esquema, se han agregado los seccionadores de puesta a tierra de cada una de las líneas, como un avance de un tema que se verá más adelante en este trabajo.

Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

En la imagen de la izquierda observamos la instalación de una subestación de 500 KV, en donde en primer plano se visualizan los aisladores tensores de las líneas de entrada y salida, mientras que en el plano inferior se pueden ver las barras principales rígidas de la subestación, así como los aisladores de soporte (apoyo) como también los seccionadores y demás dispositivos de protección. Sin duda el sistema de doble juego de barras, en todas sus variantes vistas (con interruptor simple, con y sin conjuntor de barras, con interruptor y medio, con doble interruptor, en forma de U, con barra auxiliar o actuando como auxiliar, con interruptor de reserva, etc., etc.) es el más empleado en los sistemas Subestación de 500 KV eléctricos de nuestro país (y en los de muchos otros también ...) como puede verse en los esquemas de subestaciones que acompaña este trabajo; pero, muchas veces aparecen otros casos que resultan de la combinación de varios sistemas, lo que permite lograr una gran versatilidad y confiabilidad, aunque lógicamente esto atenta contra la economía de la instalación y dificulte las maniobras en la subestación. Páginas atrás mencionamos al sistema de barras triples; veamos dos esquemas derivados del anterior:

Este esquema combina al triple juego de barras con el seccionamiento longitudinal, lo que permite separar hasta en 5 sectores al conjunto. Lo encontramos en nodos o subestaciones muy importantes hasta 220 KV, como por ejemplo en General Rodríguez o en Ezeiza en las playas de este nivel de tensión (inicialmente Central Costanera tenía este esquema, pero luego se la transformó a un triple juego de barras rígidas, eliminando los respectivos acoples). La barra 2, o sea la central, se denomina a veces de transferencia, lo que no es correcto. Es en realidad una barra rígida que permite fácilmente reunir al sistema en uno solo, pero no transferir cargas de diferentes sectores. La aplicación más interesante de este esquema es la separación en "zonas" de las cargas de las grandes ciudades o redes con grandes densidades de carga y altos niveles de cortocircuito. A diferencia de lo que podría deducirse, no es común seccionar a la barra central ya que no sólo complica innecesariamente a la instalación, sino que no se logra una mayor flexibilidad. En operación normal se trabaja con dos barras rígidas, la central y otra lateral con su interruptor longitudinal cerrado. En caso de falla de alguna línea, al abrir éste se separa el sector averiado del resto del sistema, quedando el resto de las barras para una rápida reposición. Página 22 de 32

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El siguiente esquema muestra otra variante del de triple barra, como una ampliación (o modificación) del de doble barra actuando cualquiera como auxiliar visto unas páginas atrás. Como puede interpretarse rápidamente, cualquier barra puede actuar como auxiliar conjuntamente con el interruptor de reserva y sacar de servicio a algún interruptor al que se le deba hacer mantenimiento, o bien cambiar por otro de mayor capacidad o de nueva tecnología, sin interrumpir el servicio en esa línea (el esquema anterior no permite hacer esto por tratarse de un único interruptor por campo sin la posibilidad de realizar un by-pass). Sin duda, la elección de este esquema para una subestación (raramente en tensiones superiores a los 132 KV) implica un gasto adicional en seccionadores, ya que por cada campo de línea o transformador se requieren dos seccionadores adicionales. Generalmente se lo usa como campo de línea. Si aparece también como campo de generación, se trata típicamente de una central de base neta. La flexibilidad del sistema es muy grande, pero debe cuidarse al extremo la secuencia de maniobras para no cometer un error grave. Como ejemplos los encontramos en la subestación Gran Mendoza o en El Bracho o en Malvinas Argentinas, en sus playas de 132 KV. Veamos como se opera si requiere sacar de servicio al interruptor de la línea B, indicado con el número 1; la línea está tomando energía de la barra A, y entonces están cerrados los seccionadores 3, 4 y 5, sabiendo que la barra C está libre:

1) Se cierran 8 y 9 (se prepara la maniobra para energizar a la barra C) 2) Se cierra 2 (barra C en paralelo con la A) 3) Se cierra 7 (se prepara para alimentar a la línea B por la barra C) 4) Se abre 5 (la línea queda alimentada en forma indirecta de la barra A a través de la C, usada como auxiliar) 5) En estas condiciones, los interruptores 1 y 2 están en serie. Veamos: barra A - 8 - 2 - 9 barra C - 7 - 4 - 1 - 3 - línea B. Cuidado: deben transferirse las protecciones del 1 al 2. 6) Se cierra 6 (se puentea al interruptor 1) 7) Se abre 1, y luego 3 y 4 (¡ terminada la operación ! – menos mal …).

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Redes Eléctricas 2° Parte

Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Para evitar posibles errores de maniobra, en las instalaciones modernas se puede realizar la operación en forma automática, o semi-automática accionando a cada elemento en la secuencia en se encienden sus lámparas indicadoras en el tablero de mando. En estos casos, se le indica al computador cual es el interruptor que se quiere sacar de servicio, y éste luego de determinar cuál es la barra que está libre (en caso de no haber ninguna, poco común, no realiza la maniobra), comienza a ejecutar los pasos indicados más arriba. En caso de ser necesaria una sincronización para puesta en paralelo de las barras (no es el ejemplo explicado), ésta puede hacerse manual o automáticamente. A continuación el último esquema, de doble barra con campos de 1 y 1/2 interruptor completos y campos incompletos que actúan provisoriamente como doble interruptor: Veamos el ejemplo, si bien inexistente en el S.A.D.I., pero muy similar a los mencionados:

Estos últimos, que están actuando como doble interruptor en el esquema presentado, dejan abierta la posibilidad de que en un futuro se completen con otras líneas, generadores o transformadores

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de rebaje. Se lo encuentra en los sectores de 500 KV en varias subestaciones de la red nacional, como ser en El Bracho, Recreo, Almafuerte, Malvinas Argentinas, Santo Tomé, etc.

En el esquema mostrado los dos campos centrales están completos con 1 y 1/2 interruptor, pertenecientes a las líneas A y B con el autotransformador y el grupo generador-transformador elevador respectivo (posiblemente hayan sido los primeros en instalarse). Respecto de los otros dos, el de la derecha perteneciente a la línea C y el de la izquierda al transformador de tres devanados, están incompletos actuando como si se tratara de doble interruptor (aunque con algunos seccionadores de más: sobre la barra de la sección incompleta y sobre la acometida). Sin embargo, y si se observa con cuidado, estos campos incompletos dejan los "espacios reservados” para agregar los equipos faltantes de interruptores y seccionadores para poder ampliar en una generación más (campo de la derecha) y en una línea más (campo de la izquierda). Además, en el esquema se indican las conexiones estrella y triángulo de los transformadores y del autotransformador, y cada línea cuenta con su respectivo seccionador de puesta a tierra.

A pocas páginas por terminar con la 2° parte del trabajo, hagamos otro alto para ver a la izquierda una foto de dos torres de 220 KV con una doble terna, es decir dos sistemas trifásicos independientes, portados por las mismas torres.

La disposición es en tonel ( ) con doble cadena de aisladores de suspensión y dos conductores por fase, formando un haz, a fin de disminuir el efecto corona.

Además, en la parte superior posee un hilo de guarda o guardia, para limitar y proteger a la línea de las posibles sobretensiones producidas por descargas atmosféricas y los efectos de la caída directa de los rayos.

Obsérvense los ecualizadores de campo a cada lado de las cadenas de aisladores. Torres con doble terna en 220 KV

En la fotografía de la derecha, se puede ver como se realizan trabajos de reparación de una línea de 330 KV mediante la utilización de un helicóptero.

Esta línea tiene una disposición en simple plano, con cadena de aisladores dobles y una torre autoportante de reticulado de hierro.

A diferencia de las líneas de la fotografía anterior, esta línea posee dos hilos de guarda o guardia, y así se presenta una mayor superficie para las posibles caídas de rayos y se asegura un mejor comportamiento frente a estas destructivas descargas atmosféricas. Reparación de una línea de 330 KV Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Redes Eléctricas 2° Parte

Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

En las ciudades con gran densidad de carga (como ocurre en la ciudad de Buenos Aires) las redes de distribución de energía en alta tensión son mayormente subterráneas1, con muy escasas instalaciones a la intemperie, que lógicamente al ocupar grandes espacios y terrenos, los mismos se desaprovechan para poder construir edificios … En estos casos la estructura de la red toma formas especiales: se parte de las barras de alta tensión de una subestación primaria, por ejemplo de las barras pertenecientes a una central generadora, con interruptor simple y seccionadores selectores, en dos (o tres) ramales paralelos recorriendo la misma traza, y se va “ingresando” y “saliendo” de cada subestación de rebaje en forma sucesiva hasta llegar a una subestación terminal (si se trata de ramales radiales o abiertos) o a las barras de otra subestación, también primaria, con su interruptor simple y seccionadores. Cada línea (o cable) alimenta a un transformador reductor, el cual alimenta a las barras de media tensión, de las cuales parten los diferentes alimentadores a las cámaras subterráneas o a las plataformas aéreas de transformación final a baja tensión. Veamos con un esquema unifilar esta estructura en alta tensión: 132 KV

Línea de enlace en 132 KV

Subestación

Línea con derivaciones en 132 KV

132 KV Central generadora

A barras de 13,2 KV

A barras de 13,2 KV

Salidas en 132 KV

Describiendo este esquema, a la izquierda del mismo vemos una central generadora importante, con 4 unidades en bloque con sus respectivos transformadores elevadores, conectadas a un triple juego de barras, mediante interruptor simple con el campo del interruptor conjuntor de barras (o amarre). Sobre estas barras se muestran 3 líneas de salida (o cables según corresponda – ver pié de página) la superior como un enlace directo a la subestación que se encuentra en el extremo derecho, con doble barra, el conjuntor y varias líneas de salida en alta tensión de 132 KV; mientras que las otras 2, entregando energía a dos subestaciones reductoras intermedias a medida que el “par” de cables avanza hacia la subestación terminal (tal como se explica más arriba) con sus cables “entrando” y “saliendo” de la misma, obsérvese que no hay barra colectora en ellas !!! En la subestación intermedia de la izquierda cada transformador reductor (uno sobre cada cable del “par”) es del tipo convencional, un primario y un secundario (dos devanados); mientras que en la subestación intermedia de la derecha, cada transformador reductor posee dos secundarios (es decir: tres devanados). Estas opciones (y otras similares) se encuentran comúnmente en la misma red, tal como se mostrará en lo que sigue en páginas más adelante, con algunas interesantes variaciones más. Antes de la explicación detallada de algunos de los posibles esquemas de estas subestaciones intermedias, describiremos un moderno dispositivo de maniobra y protección, compuesto de un interruptor y un seccionador (ambos en serie) conocido en inglés como circuit switcher, algo así como interruptor de circuito (aunque todavía sin una traducción que satisfaga a la mayoría …). 1

Con respecto a la denominación que se emplea en la jerga de este tipo de instalaciones, líneas eléctricas son todas, tanto las aéreas como las subterráneas, compuestas por conductores en forma de cable; sin embargo cuando se hace mención a una “línea” se sobreentiende que se habla de “aérea” y cuando se hace mención a un “cable” se piensa en uno “subterráneo”, aunque se eviten decir estos últimos. Página 26 de 32

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Vemos las tres fases de uno de estos componentes de las nuevas instalaciones, en donde mediante 3 aisladores soporte, se sostiene el seccionador, entre el aislador de la izquierda y el central; y el cuerpo del interruptor en SF6 (de un diámetro considerable), entre el aislador del centro y el de la derecha. Según los fabricantes de estos dispositivos (ver la página www.sandc.com/products/circuitswitcher/default.asp) se fabrican para tensiones que van desde los 34,5 KV hasta los 230 KV, en corrientes nominales de hasta 2000 A y niveles de cortocircuito de 20 KA (para las tensiones más bajas) y 40 KA (para las tensiones más altas).

También en la página de la empresa Southern States LLC www.southernstatesllc.com se muestra una gran información sobre estos dispositivos.

Son sumamente útiles para conexiones simples entre una barra (o la “T” que se forma entre la “entrada” y la “salida” del cable en las subestaciones intermedias de las redes que estamos describiendo) y la entrada (alta) de un transformador reductor, tal como veremos en el esquema que sigue abajo en esta página. Según los fabricantes, Circuit switcher en 132 KV se adaptan muy bien en la protección de bancos de capacitores y de reactores en derivación, para by-pass de capacitores en serie, para líneas aéreas y para cables subterráneos. Son una solución para instalaciones móviles, en conjunción con equipos de socorro. A la izquierda vemos una aplicación concreta en la conocida presa Hoover (o Boulder), central hidráulica de los EE. UU. construida en la década del ’30 del siglo 20, con 17 generadores que totalizan una potencia del orden de los 2080 MW, y transmitiendo la energía generada a unos 16,5 KV, en los primeros 230 KV de la historia. Actualmente, han sido reemplazados los originales interruptores en gran volumen de aceite por esta nueva tecnología de circuit switchers. En el esquema que sigue se muestran varios ejemplos de aplicación de estos dispositivos conjuntos de interruptor + seccionador, indicados con un recuadro. Se muestra una central con su subestación con barra simple, con una salida de línea, un reactor de compensación y un transformador reductor; y una subestación con doble barra, una salida de línea y un banco de compensación capacitivo. Para el acoplador no se ha usado el circuit switcher. En la presa Hoover en 230 KV

Campo de generación

Campo de línea

Campo de línea

33 KV Campo de línea

33 KV Campo de reactor

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Campo de transformador Campo de capacitor

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Redes Eléctricas 2° Parte

Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Veamos a continuación algunas posibilidades de subestaciones intermedias: El primer esquema que describiremos, llamado de 2 secciones, corresponde a un único alimentador en 132 KV que llega a la subestación intermedia desde las barras de la central (o de otra subestación anterior) y pasando por una “falsa barra”2 se conecta a dos transformadores reductores de 132 KV a 13,2 KV (de tres devanados y ajustables) en potencias desde los 20 MVA o 30 MVA hasta 40 MVA (rara vez más) cuyas corrientes con 88 A, 130 A y 175 A del lado de alta, y de 10 veces más del de baja; y continúa hacia otra subestación intermedia o a una terminal. Cada transformador alimenta a una sección o barra de 13,2 KV. Los transformadores se protegen en este esquema mediante los modernos circuit switchers ya vistos, existiendo en esta “falsa barra” el respectivo seccionador de puesta a tierra. Cable 101 De la subestación anterior

Cable 201 A la siguiente subestación

132 KV

Falsa Barra Puesta a tierra

Circuit switchers

T1

13,2 KV

T2

Sección I

Sección II

13,2 KV

Acoplador Banco de Capacitores

Medición

Medición Banco de Capacitores

Cables de salida alimentadores en media tensión

0,4 KV

Auxiliares subestación

Auxiliares subestación

0,4 KV

Entre las secciones de las barras de 13,2 KV, un interruptor de seccionamiento longitudinal permite el acoplamiento entre ambos sectores a efectos de tomar alimentación del otro en caso de reparar el transformador del propio, o algún elemento de protección de su campo. Además, se observan campos de compensación capacitiva y de medición de tensión, conectado mediante fusibles. Cada barra alimenta a 3 salidas en media tensión, hacia sendos centros de transformación a baja tensión, es decir a cámaras subterráneas o plataformas aéreas; y también a dos transformadores reductores propios para los auxiliares de la misma subestación en 3 x 380/220 V (0,4 KV). Como ejemplo de este esquema podemos mencionar a las Subestaciones Patricios y Valentín Alsina, ambas de la empresa EDESUR con transformadores de 40 MVA y bancos de capacitores de 4,8 MVAr; y las Subestaciones Libertador y Vicente López, de la empresa EDENOR, con la misma potencia en transformadores pero sin la compensación capacitiva. 2

En realidad es una continuidad del cable o de la línea en cuestión, con una “apertura” para la derivación a la subestación intermedia, sin siquiera los seccionadores y/o interruptores respectivos hacia ambos lados de la red.

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En el siguiente esquema, la cantidad de secciones en 13,2 KV son 4 (llamado de 4 secciones), también tomados sobre un único alimentador en 132 KV: Cable 201

Cable 301

De la subestación anterior

132 KV

Falsa Barra

A la siguiente subestación

Circuit switchers

T1

T2

T3

T4

Banco de Capacitores

Banco de Capacitores

S III

13,2 KV

13,2 KV

SI S II

Acoplador

Acoplador

Acopladores S IV Medición

Medición

Cables de salida alimentadores en media tensión

0,4 KV

0,4 KV Auxiliares subestación

Auxiliares subestación

Obsérvese que la subestación cuenta con 4 transformadores reductores (similares a los mencionados con anterioridad, que alimenta cada uno a 1 sector de las barras de 13,2 KV, con la posibilidad de interconectarse entre sí mediante los acopladores longitudinales y transversales, con varias salidas en 13,2 KV (un total de 14).

También se muestran bancos de capacitores, celdas de medición de tensión, conexiones a transformadores de servicio interno (sólo en las barras de los sectores II y IV) Un ejemplo de este esquema es la Subestación Pompeya de EDESUR, con 2 transformadores de 20 MVA y 2 de 40 MVA, aunque sin los bancos de capacitores. En la página siguiente vemos otro esquema conocido como de 2 secciones en media tensión, pero partiendo de 2 cables alimentadores (un “par”) en 132 KV provenientes de una subestación primaria (o bien desde otra subestación intermedia anterior) que mediante una “falsa barra” para cada cable, alimenta a un transformador de rebaje de 132 KV a 13,2 KV, con la alta ajustable (de tres devanados tal como se verá más adelante), mediante el empleo de un moderno circuit switcher. Este transformador puede ser de 20 MVA, 35 MVA, 40 MVA o 50 MVA, según los datos de la red de la ciudad de Buenos Aires, lo que representa corrientes de 88 A, 153 A, 175 A y 219 A para el bobinado de alta, y 10 veces más para la baja (870 A, 1.530 A, 1.750 A y 2.190 A). Centrales y Canalizaciones Eléctricas

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Redes Eléctricas 2° Parte

Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

En sus respectivas salidas, encontramos los 2 sectores de barras de media tensión (de ahí el nombre del esquema) de donde parten una cantidad importante de cables alimentadores a cámaras subterráneas o plataformas aéreas. En el esquema parten 6 cables, 3 de cada sector. Además, en cada sección se muestran campos de compensación capacitiva, de medición de tensión (mediante conexión con fusible) y de alimentación a transformadores de rebaje de uso interno de 13,2 KV a 0,4 KV. También, y mediante un interruptor longitudinal o acoplador, se puede “unir” ambas secciones y así dar servicio desde la de al lado cuando está en mantenimiento o se está reparando algún transformador o los elementos asociados con su campo. Se muestran todos interruptores extraíbles en media tensión (sumamente usado en celdas de barras interiores), es decir que los seccionadores respectivos no existen físicamente, sino que el seccionamiento lo da el retiro o extracción del carro del interruptor de la propia celda. Cable 145

Cable 245

De la subestación anterior

A la siguiente subestación

Cable 146

Cable 246

132 KV Falsa Barra

Falsa Barra

Circuit switchers

T1 13,2 KV

T2

Sección I

13,2 KV

Sección II

Acoplador

Banco de Capacitores

Medición

Medición Banco de Capacitores

Cables de salida alimentadores en media tensión

0,4 KV

Auxiliares subestación

Auxiliares subestación

0,4 KV

Como ejemplos de esta disposición de 2 secciones tenemos a la Subestación Constitución o la Subestación Temperley de la empresa EDESUR, con dos transformadores de 40 MVA y 2 bancos de capacitores de 4,8 MVAr y la Subestación San Isidro de la empresa EDENOR, también con dos transformadores de 40 MVA, pero sin capacitores de compensación.

A continuación veremos otro ejemplo, pero para casos de mayor potencia y cantidad de salidas de cables alimentadores de 13,2 KV, conocida como disposición de 4 secciones (siempre refiriéndose a las barras de media tensión). En este caso, cada alimentador en 132 KV entra en la respectiva “falsa barra” para alimentar, vía los respectivos circuit switchers a dos transformadores reductores, pero de distintas filosofía. El de la Página 30 de 32

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Sistema Eléctrico de Interconexión – Red Nacional

izquierda, con un único bobinado pero 2 salidas en 13,2 KV (ejemplo: Subestación Azopardo de EDESUR), mientras que el de la derecha con 2 devanados separados para los 13,2 KV. Se emplea en estos casos transformadores de potencias altas, de más de 50 MVA, siendo el de 80 MVA uno muy difundido en la red de la ciudad de Buenos Aires (350 A en la alta y 3.500 A en la media tensión – para el caso del doble bobinado, con 1.750 A sobre cada salida).

Cada sección posee los bancos de compensación capacitiva y los respectivos transformadores de medición de tensión, pero solamente dos campos (los pares) poseen salida para los transformadores reductores a los auxiliares de la subestación en 0,4 KV. Las secciones impares (I y III) muestran 4 campos de salida de cables alimentadores en media tensión, mientras que las secciones pares (II y IV) sólo 3 campos. Se muestran los interruptores acopladores entre secciones, longitudinales únicamente ya que los transformadores con sus dos salidas acoplan las barras transversalmente, y las puestas a tierra de todos los cables, tanto los de alta como los de media tensión, como las descargas de los bancos de capacitores. Cable 245

Cable 345

De la subestación anterior Cable 246

A la siguiente subestación Cable 346

132 KV

Falsa Barra

Falsa Barra

Circuit switchers

T1

T2

Banco de Capacitores

Banco de Capacitores

13,2 KV 1° Sección

3° Sección

2° Sección

4° Sección

Acopladores Medición

Medición

Cables de salida alimentadores en media tensión

0,4 KV

Auxiliares subestación

Centrales y Canalizaciones Eléctricas

Auxiliares subestación

0,4 KV

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Redes Eléctricas 2° Parte

Subestaciones Eléctricas Conexiones Principales

Por último, veremos en un mismo esquema una subestación intermedia y una terminal de un ramal abierto (o radial) con 4 y 2 secciones respectivamente: Cable 431

Cable 531

132 KV

De la subestación anterior

Cable 432

T1

132 KV

Falsa Barra

T2

T3

T4

Cable 532

Falsa Barra

T1

T2

Banco de Capacitores

13,2 KV

13,2 KV Sección I

Sección II

Acopladores Cables de salida alimentadores en media tensión

0,4 KV

Auxiliares subestación

Debido a razones de espacio no se ha detallado tanto como con los casos anteriores; sin embargo la intención es mostrar como un “par” de cables alimentadores llega a la subestación Intermedia y continúa hacia la Terminal, en cada una alimentando a sus respectivos bancos de transformadores. Esta disposición presenta la desventaja de que si algún cable entra en falla de la salida de la central, todo el ramal queda fuera de servicio sin la posibilidad de recibir alimentación desde otra subestación primaria. Esto se debe a que el esquema propuesto corresponde a un sistema abierto o radial, con todo lo que esto implica en cuanto a la seguridad y continuidad en el servicio.

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Ing. Horacio Eduardo Podestá