ESCUELA POLITÉCNIC NACIONAA L - Repositorio...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA "ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL Y ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN AL PROBLEMA OCURRIDO EN LAS BARRAS DE LA SUBESTACIÓN BLINDADA PAUTE - MOLINO DE 230 KV." TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. Marión Leonardo Chicaiza Soto Quito, noviembre de 1998
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
"ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL Y ALTERNATIVADE SOLUCIÓN AL PROBLEMA OCURRIDO EN LASBARRAS DE LA SUBESTACIÓN BLINDADA PAUTE -MOLINO DE 230 KV."
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DEINGENIERO EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA.
Marión Leonardo Chicaiza Soto
Quito, noviembre de 1998
AGRADECIMIENTO
Al Ing. Eduardo Cazco por su
acertada dirección, al personal de
INECEL, en especial al Ing. Fausto
Cevalíos, Ing. Rodrigo
Villavicencio, y, a Cecilia S.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente
trabajo de tesis fue
realizado por el Sr. Marión
Chicaiza Soto bajo mi
supervisión y asesoramiento.
Ing. Eduardo Cazco C.
CONTENIDO
ÍTEM No. PAGINA
CAPITULO 1
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 ANTECEDENTES 1
1.2 JUSTIFICACIÓN DEL TEMA 2
1.3 OBJETIVOS 3
1.4 ALCANCE 3
CAPITULO II
2 SUBESTACIONES BLINDADAS Y AISLADAS EN SF6 6
2.1 GAS SF6 7
2.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL GAS 7
2.1.1.1 RIGIDEZ DIELÉCTRICA 7
2.1.1.2 INERCIA TÉRMICA Y QUÍMICA 7
2.1.1.3 PODER DE EXTINCIÓN DEL ARCO 8
2.1.1.4 BAJA DESCOMPOSICIÓN POR EL ARCO 3
2.1.2 MANEJO 9
2.1.2.1 EN EL TRABAJO 9
2.1.2.2 CON PARTÍCULAS DE DESCOMPOSICIÓN 10
2.1.2.3 EVACUACIÓN Y LLENADO DE GAS EN EL MONTAJE 10
2.1.2.4 BÚSQUEDA DE FUGAS 10
2.1.2.5 VERIFICACIONES 11
2.2 DESCRIPCIÓN DE UNA POSICIÓN 11
2.2.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS COMPONENTES DE UNA
POSICIÓN DE LA SUBESTACIÓN PAUTE 11
2.2.1.1 INTERRUPTORES 13
2.2.1.2 SECCIONADORES 18
2.2.1.3 LLAVE O SECCIONADOR DE TIERRA 20
2.2.1.4 CUCHILLAS O SECCIONADORES DE TIERRA RÁPIDOS 22
2.2.1.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 22
2.2.1.6 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 25
2.2.1.7 MÓDULOS DE CONEXIÓN
2.2.1.8 ELEMENTOS DE INTERCONEXIÓN
2.2.1.9 SISTEMAS DE MANDO
2.3 DESCRIPCIÓN DE LAS BARRAS ENCAPSULADAS EN SF6 35
2.4 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS
PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA POSICIÓN 37
CAPITULO III
3. ESTUDIO Y ANÁLISIS EFECTUADO PARA LA
COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO DE UNA
SUBESTACIÓN AISLADA EN SF6. 40
3.1 SOBREVOLTAJES- 41
3.1.1 SOBREVOLTAJES DE MANIOBRA ' 42
3.1.2 SOBREVOLTAJE TEMPORAL 43
3.1.3 SOBREVOLTAJES DE ORIGEN ATMOSFÉRICO 43
3.2 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO PARA
SUBESTACIONES EN SF6 43
3.2.1 NIVELES DE AISLAMIENTO EN SUBESTACIONES
AISLADAS EN SF6 46
3.2.2 ALGUNOS CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DEL
AISLAMIENTO DE SUBESTACIONES AISLADAS EN SF6 48
3.3 SELECCIÓN DE LOS PARARRAYOS 48
3.3.1 PARARRAYOS 5 O
3.4 UBICACIÓN DE PARARRAYOS PARA PROTECCIÓN
DE UNA SUBESTACIÓN AISLADA EN 3F6 55
3.5 ANÁLISIS DEL ESTUDIO DE DESCARGAS ELÉCTRICAS
EN LA SUBESTACIÓN SNCAPSULADA EN 3F6 PAUTE -
MOLINO DE 230 KV. 57
3.5.1 PARARRAYOS 58
3.5.2 CABLE 59
3.5.3 LINEA AFREA 59
3.5.4 RESULTADOS RELEVANTES 60
3.5.5 CONCLU3IONES 6 6
3.6 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS RÁPIDAS EN
SUBESTACIONES EN ALTA TENSIÓN CON AISLAMIENTO
EN SE¿ 67
3.6.1 ESTUDIO DE LOS SOBREVOLTAJES TRANSITORIOS
MUY RÁPIDOS (VETO) EN LA OPERACIÓN DE
SECCIONADORES 68
3.7 DESCOMPOSICIÓN DEL SE¿ POR DESCARGAS
DISRUPTIVAS EN UNA SUBESTACIÓN AISLADA 71
CAPITULO IV
4 ANTECEDENTES DE LAS FALLAS, TRABAJOS DE
REPARACIÓN, PRUEBAS REALIZADAS Y ESTADO
ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN PAUTE - MOLINO
DE 230KV 74
4.1 EALLAS OCURRIDAS EN LA SUBESTACIÓN PAUTE -
MOLINO DE 230KV 74
4.1.1 EALLAS OCURRIDAS EN AGOSTO DE 1994 76
4.1.2 EALLA OCURRIDA EL 23 DE MARZO DE 1995 81
4.1.3 ANÁLISIS 82
4.2 CONSECUENCIAS DE LAS FALLAS Y REPARACIONES
PRELIMINARES 84
4.2.1 SECCIONADOR 289-6B1 84
4.2.2 SECCIONADOR 289-6B2 85
4.2.3 POSICIÓN MILAGRO 1 35
4.2.4 POSICIÓN TRINITARIA 2 86
4.2.5 BARRAS Bl Y B2 86
4.2.6 CAMBIO DE LA JUNTA DE EXPANSIÓN EN LA BARPA 2 87
4 .3 REHABILITACIÓN PARCIAL DE LA BARRA No. Bl
OPERACIÓN CON LA FASE B ABIERTA EN LA
JUNTA DE ACOPLE MAGRINI - MITSUBISHI 88
4.3.1 ENERGIZACION DE LA BARRA Bl, CERRANDO EL
INTERRUPTOR DE ACOPLAMIENTO DE BARRAS 90
4.3.2 ENERGIZACION DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN
PAUTE - MILAGRO 91
4.3.3 DISPARO DE LA L/T PAUTE - MILAGRO 91
4.3.4 MANIOBRAS DE LOS SECCIONADORES No.5 (BY PASS)
DE LAS BARRAS DE 230 XV. DE LA FASE AB DE
PAUTE 94
4.4 ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN 96
CAPITULO V
5. ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN Y ESTUDIO
TÉCNICO - ECONÓMICO 99
5.1 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS BARRAS
ENCAPSULADAS EN SF6 CON LOS SECCIONADORES
DE ACOPLAMIENTO. 99
5.1.1 ANÁLISIS DESDE EL PUNTO DE VISTA OPERATIVO 100
5.2 CAMBIO DE LOS SECCIONADORES 289-6B1 Y 289-6B2
POR INTERRUPTORES 108
5.2.1 PUNTO DE VISTA OPERATIVO 109
5.2.2 FACTI3ILIDAD 114
5.2.2.1 EQUIPO BÁSICO 115
5.2.2.2 DISPOSICIÓN FÍSICA 116
5.2.2.3 ESQUEMA DE PROTECCIONES 117
5.2.3 ESTUDIO ECONÓMICO 117
5.2.3.1 PRESUPUESTO 117
5.2.3.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA 119
5.3 INCLUSIÓN DE UN INTERRUPTOR DE ACOPLAMIENTO
ADICIONAL 125
5.3.1 PUNTO DE VISTA OPERATIVO 125
5.3.2 FACTIBILIDAD 131
5.3.2.1 EQUIPO BÁSICO 131
5.3.2.2 DISPOSICIÓN FÍSICA 133
5.3.2.3 ESQUEMA DE PROTECCIONES 133
5.3.3 ESTUDIO ECONÓMICO 134
5.3.3.1 PRESUPUESTO 134
5.3.3.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA 134
5.4 COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS 137
CAPITULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLüSIONES 143
6.2 RECOMENDACIONES 14 4
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 146
ANEXOS
CAPITULO 1
1. INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
1.2 JUSTIFICACIÓN DEL TEMA
1.3 OBJETIVOS
1.4 ALCANCE
CAPITULO 1
1. INTRODUCCIÓN
La subestación Paute - Molino, es una de las rías
importantes que tiene el Ecuador razón por la cu e debe
tener las mejores características eléctricas para permitir
una operación segura. Una de las ventajas en las
subestaciones blindadas es ahorrar espacio fis.ico en ur.a
relación de aproximadamente 6 a 1 y para la implementación
de la subestación Paute - Molino se optó por esta
alternativa, ya que una subestación convencional no se
podría adaptar en el espacio que se disponía.
El cor.ocimier.to de las subestaciones blindadas y aisladas
en SFe {Hexa flúor uro de Azufre} en la actualidad es muy
importante ya que tienen un sin número de características
que hacen que en determinadas situaciones, su utilización
sea imprescindible.
La subestación Paute - Molino, en el transcurso de su
funcionamiento, ha tenido algunas fallas en su equipo de.
man i obra, el presente trabajo ofrece soluciones a las más
Lmcortantes mediante un estudio y análisis de
alternativas.
1.1 ANTECEDENTES
il.em.as ocurridos en las barras de la subestación
blindada Paute - Molino, patio de 23C KV., en los años
1994 y 1995 dieron lugar a daños en los seccionadores
acopladores de barra, los cuales fueron superados; en la
actualidad no se pueden maniobrar ya que su diseño no es el
adecuado para operarlos cuando están energizados,
provocando la disminución de la disponibilidad de los
onentes oe la subestación, asi cono la maniobrabiiidad.
Por lo expuesto, se considera 'necesario un estudio de la
situación que pueda dar alternativas de solución para
mejorar la conflabilidad, operación y nianiobrabllidad de la
subestación Paute - Molino, patio de 230 KV. , basadas en
un análisis Técnico - Económico y de esta manera poner a
consideración de TNECEL las posibles soluciones.
JUSTIFICACIÓN DEL TEMA
Kl crecimiento del consumo de energía en los países en -vías
de desarrollo es cada vez mayor y el espacio físico para la
instalación de equ icos convencionales es reducido, ya sea
por la ubicación geográfica de los centros de generación o
por el costo del terreno en las ciudades donde se desea
ubicar. Por lo que es importante desarrollar nuevas formas
do instalaciones de transmisión de energía que ocupen el
menor terreno posible se ha observado que las subestaciones
encapsuiadas permiten absoluta seguridad al contacto contra
influencias del medio ambiente como: suciedad, humedad,
etc., además de no tener riesgos de Incendio, explosión,
ruido excesivo, interferencias a los sistemas de
comunicación (radio, teléfono etc.).
La subestación Paute - Molino es la más importante del país
ya que además de reunir las características antes
mencionadas a través de esta subestación se evacúa
aproximadamente el 60% de toda la energía producida en el
país y una falla en los equipos de maniobra y especialmente
en las barras ocasionaría serios problemas en el Sistema
Nacional ínter-conectado (S.N.I.), además de causar cortes o
racionamientos de energía en los principales centros de
consumo y, por Tanto, pérdidas económicas importantes. Por
las razones antes expuestas la subestación debe tener una
elevada conflabilidad para garantizar su funcionamiento.
En ios años 1994 y 1995 se presentaron fallas en Oes
seccionadores que acoplan barras, las cuales tienen
distintos fabricantes para las fases AB y para la fase C.
Las alternativas para elevar la conflabilidad,
maniobrabilidad y disponibilidad son: el reemplazo de los
seccionadores 2G9-6B1 y 289-6B2 por interruptores, asi como
también la instalación de un interruptor acoplador entre las
barras 33-B4. En el transcurso del estudio se hará un
análisis Técnico - Económico' de dichas posibilidades.
Se espera que los resultados que se obtengan de esze
trabajo, brinden a INECEL elementos de solución para tornar
los correctivos necesarios y más convenientes para mejorar
el funcionamiento de la subestación.
OBJETIVOS
• Conocer la situación actual de la subestación Paute -
Molino, patio de 230 KV., asi como la forma de mejorar
la conflabilidad de las barras encapsuladas
• Establecer como alternativa de solución el cambio de ios
seccionadores por interruptores y realizar un estudio
Técnico - Económico que refleje la conven!encía o no de
realizar la inversión, frente a los beneficios que se
obtendría con esre equipamiento.
1.4 ALCANCE
subestación a estudiarse es la ^aute - Molino, patio do 230
KY. Debido a que la const itucicn de estas subestaciones es
diferente a las convencionales.
La importancia de analizar la coordinación de aislamiento
en la subestación encapsulada Paute - Molino, patio de 230
Kv. radica en el hecho que el comportamiento que presentan
algunos equipos frente a los sobrevoltajes, producto de las
descargas atmosféricas c interrupción de . corrientes
capacitivas es diferente a lo que ocurre en subestaciones
convencionales y como se verá más adelante, la coordinación
solamente se realiza contra descargas atmosféricas. Los
sobrevoltajes producto de las descargas atmosféricas
INECEL los ha simulado en un programa digital llamado
"Electromagnetic Transient Program" (EMTP). Además, el
estudio de las Sobretensiones Transitorias Rápidas
complementa el análisis de descargas eléctricas,
principalmente se describirá el efecto que ocurre en los
seccionadores acopladores de barra al maniobrarse y se
encuentren energizados.
Las fallas ocurridas en los seccionadores de acoplamiento y
en el equipo de la subestación Paute - Molino, patio de
230 KV. son causa de la baja maniDurabilidad de la
subestación, por io que se hará un análisis de las fallas
ocurridas, asi como de las reparaciones realizadas y el
es Lacio actual en el cuál se encuentra la subestación.
reemplazo de ios seccionadores acopladores 289-6BI y 289-
6B2 por interruptores y colocación de un interruptor de
acoplamiento entre las barras R3 y B4, también se realiza
un análisis de las condiciones actuales de las barras con
En el análisis económico se expone la evaluación económica
le las alternativas, establecer argumentos necesarios para
la elección de la solución que más se adapte a las
condiciones de la subestación y a las necesidades de
desalojo de energía necesarias para el buen funcionamiento
de la subestación Paute - Molino, patio de 230 KV. y
desarrollo del pais.
For último se realiza una comparación de ia energía no
evacuada en agosto y septiembre de 1994 con las
alternativas planteadas.
CAPITULO II
2 SUBESTACIONES BLINDADAS Y AISLADAS EN SF6
2.1 GAS SF6
2.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL GAS
2.1.1.1 RIGIDEZ DIELÉCTRICA
2.1.1.2 INERCIA TÉRMICA Y QUÍMICA
2.1.1.3 PODER DE EXTINCIÓN DEL ARCO
2.1.1.4 BAJA DESCOMPOSICIÓN POR EL ARCO
2.1.2 MANEJO'
2.1.2.1 EN EL TRABAJO
2.1.2.2 CON PARTÍCULAS DE DESCOMPOSICIÓN
2.1.2.3 EVACUACIÓN Y LLENADO DE GAS EN EL MONTAJE
2.1.2.4 BÚSQUEDA DE FUGAS
2.1.2.5 VERIFICACIONES
2.2 DESCRIPCIÓN DE UNA POSICIÓN
2.2.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS COMPONENTES DE LA POSICIÓN
PAUTE
2.2.1.1 INTERRUPTORES
2.2.1.2 SECCIONADORES
2.2.1.3 LLAVE O SECCIONADOR DE TIERRA
2.2.1.4 CUCHILLAS O SECCIONADORES DE TIERRA PAPIDOS
2.2.1.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
2.2.1.6 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
2.2.1.7 MÓDULOS DE CONEXIÓN
2.2.1.8 ELEMENTOS DE INTERCONEXIÓN
2.2.1.9 SISTEMAS DE MANDO
2.3 DESCRIPCIÓN DE LAS BARRAS ENCAPSULADAS EN SF6
2.4 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS PRINCIPALES
COMPONENTES DE UNA POSICIÓN
2 . SUBESTACIONES BLINDADAS Y AISLADAS EN SF6
la construcción de la primera subestación encapsulada en gas
hexafluoruro de azufre (SF6) , se rea1, Lzc en Alemania en el año
de 1963, con una tensión de 35 KV. , con lo cua1 se ció inicio
a una nueva era de subestaciones. Hasta el año de 1966 las
subestaciones construidas eran de 70 a 140 KV. El use
difundido de subestaciones en SF6, aparece en realidad con la
incorporación de voltajes de 245 KV., en los sistemas de
potencia.
En el año de 1973 se concluyó el montaje de la primera
subestación en 420 KV. En 1977 se construyó la más grande
subestación er.capsulada en SF6 del mundo, a un nivel de tensión
de 550 KV. , la que sirvió de prototipo para la subestación de
"ITAIPU" Brasil.
En el año de 1930 la casa GEC ALSTHOM montó en Estados Unidos
de Norteamérica, una subestación en gas SF6, siguiéndole
T03HIBA y ABB con el montaje de dos subestaciones de 850 KV.,
c-n África del Sur (Referencia [5]}.
r_"na subestación encapsulada y aislada en SFS, consta
fundamentalmente de los mismos elementos que forman una
subestación convencional: aisladores pasamuros, seccionadores,
interruptores, barras, transformadores de corriente y de
tensión y cuchillas de tierra. La encapsulación metálica es
11 señada en forma tubular, aislando del miedlo todas las partes
que se encuentran con tensión y presión de gas SFe. Los
aisladores de resina epoxi, que se encuentran en el interior
de los compartimentos de la instalación encapsulada sostienen
ios conductores metálicos (barras) y separan la instalación en
diferentes bloques de gas, Esta independencia hace más
sencilla la vigilancia, control, protección y revisión de la
2.1 GAS SF6
Con el avance de la tecnología los equipos son más elaborados
ios tierrencs en los cuales se colocarán estíos e o i j i DOS sor
más reducidos, siendo necesario un medio aislante en oí cual
se pueda trabajar, tanto con altas tensiones como con una
buena conflabilidad, además de ~ener un correcto
funcionamiento de todo el equipo que se encuentra en la
subestación.
La utilización del gas 3Fe como medio aislante y como parte del
corte del arco eléctrico, es más frecuente en subestaciones
bli ndadas, desplazando a otros medios aislantes como son: el
aire y el aceite, ios cuales se utilizan en subestaciones
convencionales. Además, el gas SF6 es un gas no inflamable,
incoloro, inodoro e inerte. El mantenimiento de los aparatos y
de la subestación en general es muy reducido, ia intervención
de los técnicos en los equipos es menor, mejorando la calidad
ael servicio y disminuyendo los costos de explotación.
2.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL GAS
Entre sus cualidades más sobresalientes están:
• Rigidez dieléctrica elevada
• Inercia térmica y química excelente
• Poder de extinción del arco muy rápido
• Baja descomposición por el arco
2.1.1.1 RIGIDEZ DIELÉCTRICA:
A presión atmosférica la rigidez dieléctrica del gas SF6 es
tres veces mayor que el aire, aumentando considerablemente sus
propiedades aislantes, aspecto muy importante para la
eliminación del arco, ya que a mayor presión la rigidez
2.1.1.2 INERCIA TÉRMICA Y QUÍMICA:
^1 pur:to ae congelación ae L gas ^L- 6 es - os o, la t empí
crítica 46 °C. No es combustible, es incoloro, inodoro e
inerte ; se comprime fácilmente como todos los gases, al tener
gran inercia térmica y química no necesita tener alta
velocidad de flujo en el apagado del arco.
2.1.1.3 PODER DE EXTINCIÓN DEL ARCO:
corriente eléctrica, en consecuencia, el arco
des-ioniza rápidamente en la cámara de interrupción
2.1.1.4 BAJA DESCOMPOSICIÓN POR EL ARCO:
La presencia del arco eléctrico en el interruptor de potencia
descompone pequeñas cantidades de gas SF5, esto no produce
efectos posteriores, ya que el gas con el tiempo no envejece ;
sin embargo, se forman compuestos como el SF: y el 3F4, entre
ios principales, los cuales se eliminan fácilmente con filtros
moleculares ubicados adecuadamente (Referencia [5] y [7] ) .
Un resumen de las carac*
oont inuacion :
CARACTERÍSTICAS GENERALES
jormula química : SF6
Poso molecular : 146
Pureza : 99.9
Temperatura crítica : 46
Densidad Crítica : 0.725
Presión Crítica : 37.55
Temperatura de congelación : - 65
Punto de fusión a 2.24 bar : - 50.8
Calor específico a Ibar y 25 °C : 665.7
Velocidad del sonido a Q °C y 1 bar : 135
Humedad en volumen : 0.65
Humedad en peso : 5.3
2.1.2 MANEJO
El empleo del gas SF6 no es difícil ni complicado pero se debe
teñe r cuidado en varios aspectos como:
2.1.2.1 EN EL TRABAJO:
El SF6 es cinco veces más pesado que el aire y en niveles bajos
puede concentrarse en cantidades peligrosas, por esta razón
ios lugares donde se trabaje con gas SF6 tienen que estar muy
b; en ventilados, y en plantas bajas colocar absorvedores de
gas en el piso. El gas SF6 puede ocasionar asfixia en caso de
no haber oxígeno. La concentración límite admitida en los
ambientes de trabajo para las personas es de 1000 pprnv (0.10%)
como media ponderada si están expuestos 8 horas durante los
cinco días laborables de la semana, y de 1250 ppm^v si se
limita a 15 minutos.
2.1.2.2 CON PARTÍCULAS DE DESCOMPOSICIÓN:
las partículas de descomposición reaccionan con .la humedad o
el agua, formando líquidos que son agresivos. Estos líquidos,
a pesar de que sea pequeña la cantidad, es reconocido por su
olor penetrante, por lo que se deberían tomar las medidas
necesarias en el área de trabajo, para evitar problemas que
afecten la salud humana.
Cuando existen partículas de descomposición, se debe usar
guantes y lentes de seguridad, utilizar una aspiradora que
absorba todo el polvo una vez que esté terminado el trabajo
se deberá enterrar : filtros de la aspiradora, guantes, trapos
de limpieza y por ningún motivo quemar o arrojar a- basureros
ya que producen sulfures, los cuales son contaminantes para la
atmósfera.
2.1.2.3 EVACUACIÓN Y LLENADO DE GAS EN EL MONTAJE:
Para evitar que la humedad ingrese en los módulos a
instalarse, el fabricante los llena con nitrógeno,
manteniéndolos secos y libres de impurezas. Durante -el
montaje, cada uno de los compartimentos de gas tiene que
evacuarse con una bomba de vacío. Después de legrarse el alto
vacío, se apaga la bomba y dos horas después se efectúa una
prueba previa; si todo esta bien, se procede al llenado con
gas SF6.
2.1.2.4 BÚSQUEDA DE FUGAS :
"Jna vez llenados los compartimentos con SF6, se procede a la
búsaueda de fugas.
2.1.2.5 VERIFICACIONES:
La
2.2 DESCRIPCIÓN DE UNA POSICIÓN
Posición, Bay- o Montante, eléctricamente se le llama al
conjunto Disyuntor-Seccionador. Cabe anotar que toda
subestación blindada tiene los siguientes tipos de posiciones
(Referencia [8]):
• Posición de entrada de los transformadores de elevación
• Posición de salida de las lineas aéreas de transmisión
• Posición de transferencia o acopiamiento
Teniendo en cuenta que generalmente cada posición tiene un
panel general de Medición, Control y Protección.
En toda Subestación blindada, la configuración de las
posiciones y los equipos eléctricos son similares. En el
íesarrollo del presente trabajo la subestación a tomarse como
referencia es la Paute-Molino de 230 kV Fase "C". Los equipos
fueron suministrados por la casa ANSALDO-MAGRINI-GALILEO (Fig.
2.1). Esta subestación es de gran interés por el estudio que
se realizará posteriormente.
2.2.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS COMPONENTES DE UNA POSICIÓN DE
LA SUBESTACIÓN PAUTE
Las Características de los equipos serán de una Posición de
230 KV, que pertenece a la fase C del proyecto Paute,
correspondiente a los fabricantes de MAGRINI-GALILEO, siendo
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• os equipes de la fase AB de características similares. Estes
equipos sen:
• Inte r rup to re s
• Seccionadores
• Seccionadores de tierra
• Seccionadores de tierra rápidos
• Transformadores de corriente
• Transformadores de tensión
• Módulos de conexión
• Elementos de interconexión
• Sistema de mando
2.2.1.1 INTERRUPTORES
El interruptor es un aparato destinado a conectar o
desconectar un circuito eléctrico en forma automática cuando
esce está con carga, insertando o retirando del sistema
eléctrico: líneas de transmisión, equipos, transformadores,
etc ; la desconexión se la realiza er_ dos formas, por el
accionamiento de relés en condiciones de falla (sobrecarga,
cortocircuitos) o manualmente cuando el operario asi lo desea,
ya sea por razones de mantenimiento, maniobra, etc.
La interrupción de la corriente, da como resultado la
formación de un arco eléctrico entre los contactos que se
separan ; el tiempo y la forma de desaparecer el camino
ionizado que mantiene el arco eléctrico depende del tipo de
construcción del interruptor {Referencia [3]).
La corriente interrumpida, por la naturaleza misma del defecto
;cortocircuito o maniobra), es fuertemente inductiva,
presentando la corriente y el voltaje un desfase bastante
grande, razón por la cual no pueden ser anulados al mismo
debe ser realizada con un desfase mínimo, el mismo que se
encuentra señalado en las normas de prueba a las que debe
semejerae dicho interruptor. También se debe conseguir una
buena refrigeración, como mayor desionización posible en la
zona más amplia del arco (Referencia [4]}.
El interruptor está compuesto de tres polos idénticos, con su
mecanismo de maniobra cada uno ; ellos trabajan bajo el
principio de compresión con 1 hasta 6 distancias de prendido
por polo. Cuando la presión del gas SFé está extinguiendo el
arco de luz, en cada cámara de extinción se forma un embolo de
soplado.
La mayoría de interruptores encapsulados en SFfi para el apagado
del arco eléctrico, utiliza el método de una sola presión
(Fig. 2.2) ; cuyo funcionamiento es: Para la interrupción de
la corriente, los mecanismos de mando envían una señal de
apagado, con lo que se mueve la varilla de maniobra hacia
abajo y con esta el émbolo de unión también. Asi se interrumpe
primeramente el flujo de corriente, esto quiere decir que el
luz, la
contacto y la tobera de contacto. Con el movimiento hacia
abajo del émbolo, se comprime el 3F6 / que con la separación
del contacto del arco de luz deja escapar el gas con una mayor
presión, aislando la tobera del arco producido, enfriando el
originado arco eléctrico por el soplado axial e intensivo,
apagándolo completamente. La distancia de corriente abierta
tiene un alto grado de aislamiento con el contacto principal,
tanto que la cámara queda libre de chispa. Las cámaras de
extinción de los polos están controladas por medio de una
varilla de maniobra, esto asegura la sincronización.
6 7 8\
2 3 4 5
r
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6 T
ob
era
7 D
edo
apag
ach
isp
as8
C
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tact
o
mó
vil
FIG
UR
A
2.2
CÁ
MA
RA
S D
E EX
TIN
SIO
N
Los interruptores trirásicos utilizados en la subestación
-auoe-Molino oe 230 KV construíaos cor Magrir. i-Gal i leo son
tico MHMe-lD, los que consisten en ternas de módulos de
interrupción monofásica (o polos)/ diseñados y construidos
como componen:: e s -de las posiciones b 1 i ndada s co n f a s e s
segregadas.
Cada interruptor trifásico tipo MHMe-lD incluye los siguientes
elementos (Referencia [1]):
• 1 Moooccmprescr (A Fig. 2.3) con tanque de aire comprimido
• 3 Polos tipo MHMe-lD de única interrupción por polo en
atmósfera de gas SF6 comprimido (B Fig. 2.3)
• 3 Mecanismos de mando Neumático (c Fig. 2.3}
• 1 Marca de soporte (D Fig. 2.3) de hierro en U, provisto con
pernos de anclaje, tuercas de nivelación y agujeros roscados
para la puesta a tierra.
Fntre las carácteristicas más importantes de los interruptores
245 MHMe-lD están :
Tensión nominal 245 kV
Frecuencia nominal 60 Hz
Nivel Básico de Impulso 950 kV
Nivel de Sobretensión de Maniobra 395 kV
Corriente nominal 2000 A
Corta duración 31.5 kAxls
Capacidad de interrupción 31.5 kA
Factor de interrupción 1.3
Tiempo total de interrupción 0.05 s
Presión Nominal/Mí nina a 20°C 6/5.5 bar
Peso del gas por Polo 22.5 Kg
Peso rota! del Poio 420 kg
Norma I.E.C. 56
B
A:
Mot
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pre
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B:
Pol
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MH
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C:
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D:
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UR
A
2.3
INT
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PTO
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TIP
O
MH
Me-
lD
2.2.1.2 SECCIONADORES
Los seccionadores i Fig. 2.4), son ios encaraados de
desconectar parte de una instalación eléctrica, para darÍes
mantenimiento o realizar maniobras de operación. Llamados
también desconectadores o cuchillas, deben trabajar sin
corriente, aunque siempre lo hagan en algunas ocasiones con
voltaje ; pueden desconectar corrientes capacitivas solamente
de algunos centenares de mil iamperes, que incluso tenga un
buen factor de potencia (eos O) ; evitando que el arco
eléctrico formado alcance las partes metálicas puestas a
tierra, produciendo cortocircuitos, los cuales pueden
ocasionar daños a la instalación y a los contactos. Además,
pueden abrir y cerrar corrientes de excitación de
transformadores sin carga con una pequeña carrera del contacto
móvil. Estos seccionadores aislan los equipos de alto voltaje
para poder trabajar en la instalación con toda seguridad, sin
peligro de accidentes ; realizar trabajos como: mantenimiento
o reparación de interruptores, aislar o reparar barras de
acoplamiento. También con ios seccionadores se puede poner a
tierra algunos equipos o lineas si se necesita realizar una
inspección o reparación (Referencia [5]).
Los seccionadores tripolares tipo 245 SLB encapsulados en gas
SFs, son los utilizados en la subestación Paute-Molino, cuyas
características más importantes son {Referencia [1] } :
Tensión nominal 245 kV
Frecuencia nominal 60 Hz
Nivel Básico de Impulso 950 kV
Nivel de Sobretensión de Maniobra 395 kV
Corriente nominal 2000 A
Corta duración 31.5 kAxls
Presión Nominal/Mínima a 20°C 4.5/3.8 bar
Norma I.E.C. 129
10 8 7 2
FIG
UR
A
2.4
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Barr
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tes
10
Mo
tor
Estos seccionadores deben ser muy confiables ya que el acceso
visual desde afuera no es posible. En caso de emergencia
pueden ser accionados por manivelas.
2.2.1.3 LLAVE O SECCIONADOR DE TIERRA
Las llaves de tierra son llamadas también cuchillas de tierra
(Fig.2.5). El aparato de "ierra principal está combinado con
una pieza ae unión en forma de T y montado con una cuchilla.
El contacto fijo está siempre en el conductor, el contacto
móvil está montado en" el lado de puesta a tierra.
Las llaves de tierra generalmente van enclavadas con los
seccionadores, de manera que el mantenimiento o reparación se
efectúe en forma segura ; también pueden ir enclavadas con
otros aparatos.
La llave de tierra tripolar 245 STB en gas SFe, utilizada en la
Subestación Paute-Molino, es accionada por un único mecanismo
de mando, cuyas características más importantes son
Tensión Nominal 245 kV
Frecuencia Nominal 60 Hz
Nivel Básico de Impulso 950 kV
Cerra duración 31.5 kAxls
Poder de cierre 30 kA pico
4.5/3.8 bar
I.E.C. 129
7 5 6 4 2
1 A
par
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FIG
UR
A
2.5
CU
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A
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RR
A
2.2.1.4 CUCHILLAS O SECCIONADORES DE TIERRA RÁPIDOS
s i. existe la
posibilidad o riesgo de tener alguna cantidad de tensión en
la parre que se puso a tierra. Este tipo de cuchilla consta
de un motor de impulso, el cual tensa un resorte que pone un
pasador de contacto en movimiento. Con el prendido y apaaadc
del seccionador de tierra rápido, su operación generalmente
es manual . Son usadas con frecuencia en las barras colectoras
y entrada de los cables (Referencia [1] y [5]).
Las llaves de tierra tripolares rápidas 245 STBr encapsuladas
en gas 3F5 están construidas de la misma forma y similar
funcionamiento que los seccionadores de tierra del apartado
2.2.1.3, siendo sus características principales las
siguientes (Referencia [1] ) :
Tensión Nominal 245 kV
Frecuencia Nominal 60 Hz
Mivel Básico de Impulso 950 kV
Certa duración 31.5 kAxls
Poder de cierre 80 kA pico
Presión Nominal/Mínima a 20°C 4.5/3.3 bar
Merma T.E.C. 129
2.2.1.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
De una manera general se dirá que los transformadores de
corriente constan de un núcleo anular, por el cual atraviesa
el conductor de barra ha ser medido, mismo que sirve de
arrollamiento primario. SI arrollamiento secundario, se
encuentra sobre el núcleo y conectado a la caja de borneras.
La potencia, precisión, relación de transformación y el
comportamiento transitorio, se pueden adaptar a todas las
condiciones y normas conocidas. Asi mismo los núcleos son
los transió rmado re s de corriente 245 TAB i instalados en la
subestación Molino-Paute, consisten en uno o más elementos
toroidales y están diseñados para instalación en los
conductos de las estaciones blindadas de 245 KV en gas 3F¿
(Paute-Molino) {Refrénela [1] ) .
A manera de ilustración se dirá que en el interior del
conducto existen los elementos activos del transformador, los
cuales son (Fig. 2.6):
La envoltura 2, en aleación de aluminio, que acaba en
bridas
- La brida de transición 1 que sirve como junta entre la
envoltura del transformador de corriente y las envolturas
de ios elementos adyacentes, el cual mediante el manguito
de ^atón 4 soporta los elementos toroidales del
transformador mismo.
La regleta de bornes 5 en resina epoxy, ubicada en una
caja de aluminio estanca soldada lateralmente a la
envoltura 2.
Las Características principales del Transformador de
corriente 245 TABi son (Referencia [11):
Frecuencia nominal 60 Hz
Nivel de aislamiento 245/395/950 kV
Corriente Idjn 80 kA
Corta duración {Ither} 31.5 kAxls
Peso 245 kg
Presión Nominal/Mínima a 20°C 4.5/3.8 bar
24
3 4 5
COMPONENTES Y PESODE UN TRANSFORMADOR 245 TABi
1 Brida
3 Elementos Toroidales
5 Caja de bornes secundarios
Número de núcleos
Peso total (Kg) de gas SF6
Peso total (Kg) del transformador
2 Envoltura de aluminio
4 Manguito Interno
1/3
2
100/200
1/6
4
130/450
FIG. 2.6
RELACIÓN CLASE
2000MR/5 CSOO
1200MR/5 C80C
1200MR/5 0.3 B2
Norma I.E.C. 185
2.2.1.6 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
De manera general se dirá que estos transformadores tienen el
propósito de tener un voltaje en el voltaje secundario
proporcional al primario, aunque ligeramente desfasada. El
transformador de tensión inductivo Fig. 2.7, tiene un núcleo
magnético, sobre el que está dispuesto el arrollamiento
secundario en el interior y ei arrollamiento primario en el
exterior. El arrollamiento primario está aislado por hojas
impregnadas en SFg y el electrodo forma una pantalla de lado
de alta tensión. La conexión de alta tensión conecta el
arrollamiento primario a la instalación.
Los arrollamientos secundarios llegan a la caja de bornas,
desde la que parten los cables hacia e i tablero de control.
Con su tapa, la envolvente constituye un compartimento de gas
perteneciente a la parte activa, vigilada por su densímetro,
protegido por la placa de descarga de sobrepresión y provisto
de un absorbente para mantener el gas en estado seco. En el
transformador de tensión capacitivo, el núcleo y sus
arrollamientos han sido reemplazados por un condensador de
alta tensión alojado en la envolvente y acoplado a un
amplificador electrónico que suministra las señales a los
equipos de protección y medida.
26
FIG. 2.7
SECCIÓN DE UN TRANSFORMADOR DE TENSIÓN
1 Placa de descarga
de sobrepresión
2 Caja de bomas
3 Densímetro
4 Tapa
5 Absorbente
6 Envolvente
7 Núcleo Magnético
8 Arrollamiento secundario
9 Arrollamiento primario
10 Electrodo de alta tensión
11 Conexión de alta tensión
27
Figura 2.8
Componentes de un transformador 245 TVB
1 Dispositivo de segundad3 Envoltura5 Parte- activa7 Anillo de fijación del aislador9 Contacto terminal primario.
tipo de transformadorPeso total de gas SF6Peso total del transformador
45 TVB
2 Tapa4 Bornes secundarios6 Acoplador autoobturante6 Aislador
2 45 TVB9 kg
390 kg
Los transformadores de tensión tipo TVB (Fig. 2.8) es un
transformador del tipo inductivo, aislado con cinta de
poliesier y gas SF¿, proyectado para instalarlo en la
Frecuencia nominal 60 Hz
Nivel de aislamiento 245/395/950 kV
Factor de tensión 1.5/30 s
Capacidad Térmica 1800 V.A.
Peso 400 kg
Presión Nominal/Mínima a 20°C 4.5/3.8 bar
RELACIÓN kV/V VA CLASE
230 :V3 / 115 :V3-115 150 0.5
230 :V3 / 115 :>/3-115 400 3P
Norma I.E.C. 186
2.2.1.7 MÓDULOS DE CONEXIÓN
Los módulos de conexión se usan para enlazar con alta
seguridad la instalación de gas SF¿ con instalaciones de otro
tipo de aislamiento. Estos módulos pueden ser: Pasatapas
fbushings) de intemperie, caja de extremidad de cable y
conexiones de transformadores, los cuales ofrecen un sistema
de estanqueidad adecuado entre la envolvente de gas SF6 y la
envolvente del otro medio.
El pasatapas(bushing) gas-aceite, se lo utiliza para conectar
la subestación de gas SFÓ a los transformadores de potencia
que reciben la energía de los generadores. La parte superior
de la porcelana queda dentro del gas, misma que a su vez
queda dentro de un ducto de la subestación, lo que ocasiona
la conexión directa entre la subestación y el transformador a
través de una junta de expansión con fuelle que absorbe las
dilataciones térmicas, las vibraciones del transformado^ y
ciertos desajustes geométricos derivados del montaje del
equipo.
Otro elemento de conexión es: La caja de extremidad de cable
Fig. 2.9, la cual conecta la instalación encapsulada al
cable, además de separar las zonas de responsabilidad entre
el fabricante de los cables y el proveedor de la instalación.
Este elemento es adecuado para todos los tipos y aisiaciones
de cables con una sección de conductor de hasta 5000 mm2.
La caj a de extremidad de cable comprende: Piezas de contacto,
una envolvente de SF6 / un electrodo y una pieza de conexión
entre el extremo de cable y el electrodo.
Fl constructor de cables monta junto con el cable, la
caperuza de extremidad de resina sintética, asegurando la
estanqueidad del fluido aislante del cable con respecto a la
instalación de SF5. Unos contactos de láminas aseguran el
paso de la corriente en forma efectiva en todos los elementos
y piezas de conexión ¡Referencias [4] y [5]).
Otra ciase de elementos de conexión son los aisladores IPB
245 (Fig. 2.10) utilizados en la subestación Paute-Molino,
como pasantes SF6/aire, cuyas características principales
son (Referencia [1] ) :
Frecuencia nominal 60 Hz
Nivel de aislamiento 245/460/1050 kV
Corriente Nominal 2000 A
Peso 465 kg
Presión Nominal/Mínima a 20°C 4.5/3.3 bar
Norma I.E.C. 137
30
ELEMENTO DE CONEXIÓNAIRE/SF6
FIGURA 2.9
1 Piezas de contacto2 Capsula3 aislador de cable4 Brida
JtL"*D
fV^-
^>"X1
1111
1
FIGURA 2.10
COMPONENTES DE UN PASANTE 245 IPB
1 Conductor3 Pantalla interior5 Aislador7 Brida para fijación al conducto
tipo
2 Anillos de lijación interiores^i Anillos de fijación superiores6 Pantalla exterior
245ÍPB
Peso delPeso total del pasante
4kg470 kg
2.2.1.8 ELEMENTOS DE INTERCONEXIÓN
_as conexiones entre ios componentes activos de _a
instalación en T6 se establecen con eleñentos de
interconexión compuestos por : envolventes de aluminio,
conductores y aisladores internos. Todos los conductores
tubulares están enchufados por medio de contactos de láminas,
asegurando asi un paso de corriente impecable. Los elementos
de interconexión rectos y simples se fabrican en escalones de
ICO mm, hasta una longitud de 11000 mm.
Entre otros elementos de interconexión están los siguientes:
Una qama de elementos en T, elementos cruciformes, conectares
en ángulo con diferentes ángulos de apertura, que permiten
optimizar la disposición de la instalación. Existen además,
elementos especiales corno los fuelles metálicos, juntas
flexibles etc. ; los cuales tienen la propiedad de tener
longitud variable en servicio para hacer frente a las
dilataciones térmicas, tolerancias de posición en el sentido
axial y lateral que permitan cambios durante el montaje o
ampliación de la instalación.
El elemento de acoplamiento Fig. 2.11, consta principalmente
de la envolvente de acoplamiento, la que se desplaza en la
envolvente de interconexión y de la brida de apriete que
permite utilizar elementos de interconexión entre partes
fijas de la instalación. Los conductores se separan o acoplan
por desplazamiento del manguito (Referencia [5]).
SECCIÓN DE UN ELEMENTODE ACOPLAMIENTO
8 6 5 1 2 4 3 7 8FIGURA 2.11
1 Envolventede acoplamiento
2 Brida de apriete3 anillo4 Junta5 Trenza de cobre
6 Bulon Roscado7 Envolvente
de interconexión8 Conductor9 Manguito
2.2.1.9 SISTEMA DE MANDO
~- á r a c a da posición de gas 3 F5 se encuentra un a rma rio de
mando local colocado al frente de cada montante. Los
elementos que componen dicho armario local son :
• Esquema unifilar del montante, el cual contiene los
órganos de mando y de vigilancia corno : teclas de mando
giratorias, indicadores de posición, conmutadores e
indicadores ae defectos.
• Cenéctares para conexión de cables procedentes de la
instalación blindada, destinados al mando y señalización
de aparatos, asi como a la vigilancia de les
compartimentos de gas.
• Regleta' con bornas para conexión de cables que deberá
suministrar el cliente (circuitos de transformadores de
medida, telemando, señalización, alarmas, etc.).
• Relés para mando y enclavamiento, asi como relés de
acoplamiento para el telemando.
• Cortacircuitos automáticos de protección para mando,
señalización, avisos de defecto, mecanismos de maniobra
motorizados y eventuales transformadores de tensión.
El mando local asegura vigilancia y buen funcionamiento del
montante.
Todos los cables de conexión entre el montante de alta
tensión y su armario de mando local son preparados en
fábrica, reduciendo el tiempo de montaje y formando parte del
suministro. El cableado del armario se realiza con cable
flexible de aislamiento negro y apantallado hasta un máximo
de 2.5 mm2 (Referencia [5]).
2 . 3 DESCRIPCIÓN DE LAS BARRAS ENCAPSULADAS EN SF6
las barras son elementes por donde entra o sale la corriente,
por tanto, la energía de Los diferentes circuitos de la
instalación. El diseño de estas se la realiza r. erra ndo e n
cuenta la corriente que por ella va a circular, así como las
corrientes de cortocircuito que va a soportar. Su
construcción se la realiza de aluminio, cobre o con
aleaciones de estos dos materiales, cuyas partes se contactan
con platinas.
Las barras en una instalación son monofásicas o trifásicas,
dependiendo del nivel de voltaje de la subestación (Fig.
2.12). La encapsuiación trifásica lleva a un ahorro de
espacio y las pérdidas de energía por efecto Joule son
pequeñas en comparación con la encapsuiación monofásica.
Las barras encapsuladas son construidas en segmentos. Estas
son conductores rígidos dentro de una envoltura metálica, su
tamaño depende de las distancias que existen entre una y otra
ce Ida. El diámetro del encapsulado está en proporción a la
tensión nominal de la subestación. Las conexiones de los
conductores de corriente se realizan sobre enchufes y con el
calentamiento de las barras que permiten una dilatación axial
quedan perfectamente conectadas.
Los conductores son cargados por aisladores y su forma
asegura una distribución correcta de la celda eléctrica. Con
el fin de compensar cualquier variante en las barras causadas
por la temperatura u otros factores se emplean juntas
flexibles y contactos cónicos, además de fuelles de acero
inoxidable entre las envolturas, en los lugares apropiados.
36
BARRAS TRIFÁSICAS Y MONOFÁSICAS
A
(b) (c)
(a)
a Barra encapsulada trifásicab Barra encapsulada monofásicac Barras monofásicas
1) distancia de fase a fase2) distancia de polo a polo
FIGURA 2.12
El esquema de barra utilizado en ia subestación Paute-Mcilno
es de doble barra ccn eneapsalación monofásica en gas SF6,
con presión nominal a 20 °C de 4.5 car. Esta clase de barras
son apropiadas pa; instalaciones a cielo abierto, como en la
Fig. 2.13 donde se muestra una sección de un conjunto
rectilíneo y en la Fig. 2.14 se muestran las derivaciones
tanto simples como dobles que se usan para unir los
diferentes compartimentos de barras, las cuales tienen las
características que a continuación se detallan:
- Tensión nominal 245 ECV.
- Corriente nominal en régimen continuo 2000 A.
- Corriente nominal de corta duración (Is.) 31.5 KA
Estas barras Ómnibus se despachan ya divididas en celdas
monofásicas, aptas para la unión de montantes, por lo que es
posible instalar las barras después de haber instalado dos
montantes adyacentes.
2.4 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LOS PRINCIPALES COMPONENTES
DE UNA POSICIÓN
3e describen cuando se estudian las características de los
equipos que conforman una Posición.
SECCIÓN DE UN CONJUNTO RECTILÍNEO
1 2 3 4 5 6
FIGURA 2.13
1 Anillo de unión
2 Aislador (Tipo horadado)
3 Contactos deslizantes
4 Portacontacto
5 Vaina con bridas de unión
6 Conductor interno
DER
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CIÓ
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(a)
SIM
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Y
(b)
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CAPITULO III
3. ESTUDIO Y ANÁLISIS EFECTUADO PARA LA COORDINACIÓN DEL
AISLAMIENTO DE UNA SUBESTACIÓN AISLADA EN SF6.
3.1 SOBREVOLTAJES
3.1.1 SOBREVOLTAJES DE MANIOBRA
3.1.2 SOBREVOLTAJE TEMPORAL
3.1.3 SOBREVOLTAJES DE ORIGF.N ATMOSFÉRICO
3.2 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO PARA SUBESTACIONES F.NT
SF6
3.2.1 NIVELES DE AISLAMIENTO EN SUBESTACIONES AISLADAS EN SF6
3.2.2 ALGUNOS CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO
DE SUBESTACIONES AISLADAS EN SF6
3.3 SELECCIÓN DE LOS 'PARARRAYOS
3.3.1 PARARRAYOS
3.4 UBICACIÓN DE PARARRAYOS PARA PROTECCIÓN DE UNA
SUBESTACIÓN AISLADA EN SF6
3.5 ANÁLISIS ESTUDIO DE DESCARGAS ELÉCTRICAS EN LA
SUBESTACIÓN ENCAPSULADA EN SF6 PAUTE - MOLINO DE 230
KV.
3.5.1 PARARRAYOS
3.5.2 CABLE
3.5.3 LINEA AEREA
3.5.4 RESULTADOS RELEVANTES
3.5.5 CONCLUSIONES
3.6 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS RÁPIDAS EN SUBESTACIONES EN
ALTA TENSIÓN CON AISLAMIENTO EN SF6
3.6.1 ESTUDIO DE LOS SOBREVOLTAJES TRANSITORIOS MUY RÁPIDOS
(VFTO) EN LA OPERACIÓN DE SECCIONADORES
3.7 DESCOMPOSICIÓN DEL SF6 POR DESCARGAS DISRUPTIVAS EN UNA
SUBESTACIÓN AISLADA
40
3 ESTUDIO Y ANÁLISIS EFECTUADO PARA LA COORDINACIÓN DEL
AISLAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN AISLADA EN SF6
Las principales fallas ocurridas en la subestación
encapsuiada en SF6 Paute-Molinc de 230kV, han sido causadas
por sobrevoltajes en los seccionadores de las barras y de las
posiciones de linea, disminuyendo la ccnfiabi11dad de la
subestación y afectando al despacho de la energía generada en
la Central Hidroeléctrica Paute.
En este capitulo se hará un breve estudio de la coordinación
del aislamiento de una subestación encapsuiada en SFe, el
mismo que ayudará a entender los sobrevoltajes a los cuales
se encuentra sometida esta clase de subestaciones y por tanto
las medidas que se deben tomar para la protección de los
equipos, como los transformadores per ejemplo. También; se
realizará un análisis de un estudio de coordinación de
aislamiento de la subestación Paute-Molino realizado por una
empresa consultora.
Por último, se estudiarán los sccrevoltajes transitorios muy
rápidos (Very Fast Transient Overvoitage = VFTO) , los efectos
que producen en el gas SF6 y por tanto en los equipes de
maniobra.
El análisis de coordinación de aislamiento representa la
rigidez dieléctrica de los equipos y la relación que existe
con los sobre voltajes que se dan en el sistema, lo que
mantendrá la instalación en perfecto funcionamiento, fuera de
daños internos como externos. Según las normas ANSÍ la
coordinación de aislamiento es "El proceso de correlación de
la rigidez dieléctrica del equipo, con los sobrevoltajes
esperados y con las características de los equipos de
orotección".
Asi también las normas ISC , establecen aue la coordinación
de aislamiento vv Comp re nde i a selección de la 'rigidez
dieléctrica del equipo y su aplicación, en relación con los
voltajes que pued aparecer en el sistema, comando en cuenca
las características de los equipos disponibles ; i e tal
manera de reducir, a niveles económicos y cperaclonales
aceptables, la probabilidad de que los esfuerzos impuestos en
los equipos, puedan causar daño a su aislamiento o afectar
la continuidad de servicio".
• Voltajes que pueden presentarse en el sistema eléctrico.
• Características que tendrán los equipos y elementos de
protección
• Características del aislamiento de los equipos a ser
protegidos.
3.1 SOBREVOLTAJES
Son voltajes transitorios, les cuales pueden ser altamente
amortiguados y no amortiguados, sin haber una clara
diferencia entre la terminación y el comienzo del otro. Estos
sobrevoltajes tienen un valor de voltaje mayor al voltaje
oico máximo (Um) 1 de referencia fase-tierra ó fase-fase de un
sistema eléctrico determinado, o sea:
42
convencionales como: sobretensiones de origen interno,
producto de condiciones de operación del sistema eléctrico y
de origen externo, producto de las sobrecargas atmosféricas.
De una manera general se dirá que las sobretensiones de
origen interno son : Sobretensiones por maniobra y
temporarias, las cuales se describirán brevemente a
continuación.
3.1.1 SOBREVOLTAJES DE MANIOBRA.- Son sobrevolta jes
generalmente amortiguados de corta duración, que ocurren en
u ri punto de t e rm i n a do del s i s t ema por fallas a tierra, fallas
entre fases ó por operaciones de maniobra como energización
de lineas, rechazo de carga, apertura de interruptores etc.;
ios que tienen una duración promedio de 2500 ^\.s. En las
estaciones experimentales, las pruebas se simulan con ondas
•de choque de ICO - 2500 (j.s. La amplitud y duración del
scbrevoltaje, será función de la configuración y parámetros
eléctricos que existan en el sistema en el momento de la
maniobra.
Debido a que se torna difícil prever el máximo sobrevoltaje
por maniobra, se tiene que recurrir a métodos estadísticos,
por medio de los cuales se ha llegado a determinar que el
valor de cresta en la mayoría de casos será inferior a 4 pu
•del voltaje nominal del sistema eléctrico. (Ref. [9]).
3.1.2 SOBREVOLTAJE TEMPORAL .- Estos sobrevoltajes son muy
coco amortiguados, de larga duración (algunos mi1isegundos),
cuya amplitud no sobrepasa el 1.5 pu., el voltaje nominal del
sistema. Se originan por operaciones de maniobra y por
fallas como rechazo de carga, falla monofásica, falla de
fases y en efectos no lineales como ferroresonancia, efecto
ferranti, armónicas etc..
Entre las sobretensiones de origen externo se tienen :
3.1.3 SOBREVOLTAJES DE ORIGEN ATMOSFÉRICO . - Estos
sobrevoltajes son originados por descargas atmosféricas que
impactan directamente o pasan cerca de las lineas de
transmisión, hilos de guarda, estructuras de las1 torres y
subestaciones ; t ienen muy alta amplitud y una duración
sumamente corta. Las normas IEC han asociado esta clase de
sobrevoltajes con impulsos de ondas de choque de 1.2/50 ¡as,
para pruebas y estudios en los laboratorios, en razón de que
la mayoria de rayos tienen esta característica de onda.
3.2 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO PARA SUBESTACIONES EN SF6
De la Referencia [9], se obtienen las características
generales de las sobretensiones de tipo atmosférico, por
maniobras y temporarias para una subestación encapsulada en
gas SF5 (Eig. 3.1), las cuales tendrá que extinguir o
soportar los equipos durante el tiempo en que se encuentren,
en servicio.
44
O 10 L O - 10 10 10 10
FIGURA 3.1 : Valores típicos y representación Esquemática de
diferentes sobrevoitajes en un sistema eléctrico
Según el gráfico expuesto, los efectos atmosféricos alcanzan
la amplitud cié 6 pu. , del voltaje nominal del sistema los
efectos de maniobra se acercan a 4 pu., del voltaje nominal y
los sobrevoltaj es temporarios serán menores al 1.5 pu del
voltaje nominal.
De igual forma, se tienen curvas de tensión vs tiempo de
diferentes clases de aislamiento, como aislamiento en
aire(subestaciones convencionales) y aislamiento en
3F6 (subestaciones aisladas y encapsuladas en gas SF6) , las
mismas que tienen propiedades diferentes. Para diferenciar
estas dos clases de subestaciones, se superpondrán las curvas
de tensión-tiempo con el diagrama general de sobrevoltajes
(Fig. 3.2 y Fig. 3 . 3), (referencia [9]).
45
lí n íes nimosfenco;
C' ú t Yt o t . r í e i 1 1 s 1 ¿ 11 vi i e 11L o
s Tempora r ias
FIGURA 3.2 : Superposición de característica tensión vs tiempo del
aislamiento en aire con un diagrama general de
Sobrevoltaj es.
cobren ot tajes . at mosfoneos
ci f í tc t , u e rus í f.i m i e n í.o
FIGURA 3.3 : Superposición de característica tensión vs tiempo de
un aislamiento en gas SFÍ; con un diagrama general de
Scbrevoltajes.
Al hacer un anál is is de las figuras anteriores, se observa
que en la Fig. 3.2 la caracteristica tensión vs tiempo del
aislamiento en aire es sobrepasada por los sobrevoltajes de
maniobra como también por los atmosféricos; mientras que la
46
característica tensión vs tiempo del gas SF6 {Fig. 3.3) es
sobrepasada per ios sobrevoltajes atmosféricos. De lo cual se
concluye que:
Las subestaciones convencionales deben realizar un estudio
tar.topara sobrevoltajes de maniobra como para sobrevoltajes
atmosféricos. Mientras que las subestaciones en gas SFÓ
solamente se deben realizar un estudio de sobrevoltajes
atmosféricas, por tanto la coordinación de aislamiento se
realiza para esta clase de efectos.
las sobretensiones temporarias más importantes se dan cuando
ocurre una falla a tierra y al mismo tiempo un rechazo de
carga, habiendo el riesgo de que aparezcan sobrevoltajes
resonantes por la no linealidad del sistema. El
comportamiento de las subestaciones en gas SF6 a esta clase
de sobretensiones temporarias es bastante satisfactorio
debido a su característica voltaje tiempo de la Fig. 3.3,
Las descargas atmosféricas por lo general impactan lineas de
transmisión cerca o sobre una subestación determinada, la
fcrna de propagación de la onda, por la naturaleza de la
fuente que la origina, puede entrar a la subestación en forma
de ondas viajeras y afectar las barras aisladas en gas SF6;
la coordinación de aislamiento debe ser por tanto minuciosa
ante estas sobretensiones.
3.2.1 NIVELES DE AISLAMIENTO EN SUBESTACIONES AISLADAS EN
SF6
De la referencia [9], tanto las normas 1EC 517 como la
ANSÍ(Grupo de trabajo 70.1, de la IEEE), han normalizado el
nivel básico de aislamiento (BIL), como también los
sobrevoltajes causados por sobretensiones (BSL), estos
valores estandarizados se presenta en la tabla 3.1.
47
TABLA 3.1 :
Tensión nominaldel sistema
kV(rms)
245362420
525/550765/800
Nivel de aislamiento aFrecuencia Nominal
(kV)IEC395450520620830
ANSÍ425500
—615860
Nivel de aislamiento aImpulsos Atmosféricos
(kV)
IEC9501175130014251800
ANSÍ900
1050_-
15501800
Nivel de aislamiento aImpulsos de maniobra
(kV)IEC
—950105011751425
ANSÍ—
825—
12401425
En la determinación del nivel de aislamiento del sistema, se
deben tornar en cuenta los máximos sobrevoltajes que aparecen
en el interior de las barras en gas SF6, los cuales se
obtiene a": hacer un análisis de las diferentes clases de
fallas y configuraciones que pueden aparecer en el sistema.
De esta manera, una vez conseguidos los máximos
sobrevoltajes, se procede a una corrección de este valor, por
cuanto siempre existirán errores en los cálculos realizados,
ya sea por envejecimiento del aislamiento o por asumir
situaciones de perfecto estado de equipos, las cuales no son
muy reales. Por tanto el voltaj e de aislamiento definitivo
será :
Nivel de aislamiento = Máxima sobretensión encontrada x
1.15
3.2.2 ALGUNOS CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO
DE SUBESTACIONES AISLADAS EN SF6
Ya que una descarga eléctrica en el interior de ur.a
subestación en SF6 descompone el gas, tendrá como
consecuencia uri aislamiento no regen era ti ve, por tanto la
cocraínación de aislamiento para este tipo de subestaciones
es más problemática que para las convencionales, en las
cuales, para la realización de coordinación de aislamiento,
se usan pararrayos tanto a la entrada de las lineas como en
equipos principales de la subestación : transformadores,
reactores etc.
Las barras en SF6 tienen una impecancia característica menor
que las lineas aéreas , por lo cual los pararrayos protegen
un área mayor en comparación con subestaciones
convencionales. En una subestación en SF6, las protecciones
son primeramente instaladas a la entrada de la linea y como
protección suplementaria en puntos estratégicos de la
subestación, como por ejemplo en las proximidades de los
transformadores .
3.3 SELECCIÓN DE LOS PARARRAYOS
Como la tasa de crecimiento de los sobrevoltajes por maniobra
es bastante lenta este voltaje habrá en toda la subestación
por lo cual este será el voltaje de protección de los
pararrayos por efectos de maniobra. Para protección, contra
descargas atmosféricas, el voltaje tendrá que ser encontrado
por medio de simulaciones digitales en diferentes
configuraciones. Para la selección del voltaje nominal de los
pararrayos se debe realizar un estudio de las sobretensiones
temoorari as.
49
También se realizará la localizacicn del lugar en el cual
irán les pararrayos en las barras en SF¿. Además, se verá si
e s i. os teñeran que ser externos o b 11 n ciados de a cu e r do al
estudio de sobretensiones atmosféricas que se realice y de
acuerdo a la configuración r.ás económica que resulte,
teniendo cuidado on la protección del equipo.
Al escoger un pararrayos de tipo blindado se tendrán varias
ventajas como:
• Colocar los pararrayos sn cualquier parte de las barras en
SF€.
• Conectar los pararrayos a tierra por medio de cortos
tramos de cable.
• Poseer mejores condiciones ambientales que las que ofrecen
los pararrayos convencionales, los cuales pueden ser
afectados por la corrosión (las tensiones de disparo se
alteran con la corrosión).
En ciertas condiciones de operación se debe tener cuidado ya
que las sobretensiones producidas pueden ser muy peligrosas
para el aislamiento de la subestación en SF6 ; especialmente
cuando se retira una linea de operación para mantenimiento,
existe la posibilidad de que una descarga atmosférica alcance
los equipos de entrada de la linea (divisor capacitivo de
potencial, interruptor de unión ]inea-SF6, seccionadores y
disyuntores), y consecuentemente las propias barras en SF6;
esta posibilidad es extremadamente remota, porque si se
retira una linea de servicio por un periodo prolongado se
procede a la abertura de los seccionadores e inmediatamente
aterrar la linea, estando la linea aterrada las descargas
atmosféricas no alcanzarán los equipos terminales. La
posibilidad de que el rayo alcance al vano de la linea con el
disyuntor abierto, se limita a un pequeño intervalo de tiempo
(abertura del disyuntor-oparaeion de abertura de
seccionadores y aterramento de la linea), rr.ás si existe
50
reimpacto de descarga atmosférica causará sobretensiones que
serán Lomadas en cuenta cuando sean mayores a 3CKA de acuerdo
a un estudio realizado por K. Berguer. (Referencia [31).
3.3.1 PARARRAYOS
Estos dispositivos rio Llenen que conducir corriente a tierra
cuando la tensión del sistema es normal, por tanto conducir
la onda de corriente a tierra cuando exista una tensión
superior a un valer predeterminado y de nuevo no volver a
conducir cuando haya pasado la sobretensión o sea cuando se
restablezcan las condiciones normales de operación del
sistema. Además estos dispositivos tienen que estar
conectados todo el tiempo a los circuitos que protege.
El cumplimiento de estas características especiales hace que
dichos dispositivos se encuentren construidos de resistencias
no lineales, las cuales, en algunos casos, deben ir en serie
con explosores, ae acuerdo al tipo de pararrayos que sea
(autovalvulares, óxido metálico c de cuernos de arqueo),
limitando de esta manera los sobrevoltajes causados por
descargas atmosféricas, desbalance del sistema u operación de
interruptores.
Los pararrayos, en un sistema eléctrico, cumplen con las
siguientes funciones (Referencia [4] ¡ :
• Descargar las sobretensiones cuando su magnitud llega al
valor de la tensión disruptiva de diseño.
• Conducir a tierra las corrientes de descarga producidas per
las sobretensiones.
• Hacer desaparecer la corriente de descarga al desaparecer
las sobretensiones.
• No operar con sobretensiones temporales, de baja
frecuencia.
51
Cono se dijo ar. riormente, existen diferentes clases de
pararrayos como son: pararrayos de cuernos de arqueo,
autoválvulares y los pararrayos de óxidos metálicos, siendo
estos últimos de particular interés en este estudio, ya que
son estos los instalados en los montantes de la subestación
blindada Paute-Mol i no de 230 kV, razón por la que los
analizaremos brevemente.
PARARRAYOS DE OXIDO METÁLICO
Están constituidos por elementos de óxido de zinc (ZnO)
encapsulados en gas SF6, tienen la característica de tener
una resistencia extremadamente no lineal entre la tensión
aplicada y la corriente resultante, aproximándose al caso del
pararrayos ideal a diferencia de los pararrayos de carburo de
silicio (pararrayos convencionales o autovalvulares) cuya
característica no lineal es mala, conduciendo cuando la
tens ion es superior a la tensión de referencia, y dejando de
conducir a un valor de corriente prácticamente de cero cuando
la tensión del sistema es la nominal (Referencia [4;).
Si se gráfica la característica tensión corriente se observa
(Fig. 3.4) que el factor de sobretensión es igual a la
unidad, cuando la corriente del pararrayos es del orden de 1
mil i amper e lo que disipa muy poca energía, por tanto rio
requiere de los explosores que utilizan los autovalvulares.
FIGURA 3.4 : Curva tensión-corriente de un elemento de ZnO
Los pararrayos que se encuentran en los patios de la
subestación Paute-Molino de 230 KV son de óxido de zinc
aislados en SF6, tipo E L K A Z l l ( F i g . 3 . 5 ) , marca de fabricación
ASEA BROWN BOVERI (ABB) cuyas características generales son
• Pararrayos tipo ELKAZ11
• Máximo voltaje continuo de operación 156 kV
(linea tierra)
• Voltaje nominal (Rating) 192 kV
• Nivel básico de aislamiento 1050 kV
• Frecuencia Nominal 60 Hz
• Corriente de descarga nominal 20 kA
• Máximo voltaje residual a varias corrientes de descarga
(8x20 us forma de onda)
* a 5 kA 426 kV
* a 10 kA 450 kV
* a 20 kA 490 kV
* a 40 kA 540 kV
54
^t-^~" y';.*"1
- - A 10087
A 10088
A 100 10
- ( M )
FIGURA 3.5
A10007
A10010
A10056
A10087
A10088
A10039
A10090
Componentes principales del pararrayos ABB tipo ELKAZ1I
Acoplamiento <|> nominal 8
Acoplamiento § nominal 20
Tulipa de contacto
Encapsulado
Parte activa
Envolvente de mando
Aislador del aparato
A10091 Tubo conductor
A10092 Placa de base
A10093 pasapanel
W Aparato ae la vigilancia de la densidad
del cas tipo ELKWD
X Disco re ven t ab1e incorporado tipo EL KXB
*) Conexión para ios instrumentos contadores
y de medición
(K) , (M) Protección anticorrosiva,
estanqueización, datos de tratamiento
según suplemento CH-A 700316 de las
instrucciones de servicio de la
instalación
3.4 UBICACIÓN DE PARARRAYOS PARA PROTECCIÓN DE UNA
SUBESTACIÓN AISLADA EN SF6
Como se mencionó anteriormente, se debe colocar pararrayos a
la entrada de las lineas de transmisión externos a la
subestación en SFe, ya sea este pararrayos convencional u de
óxido de zinc ; si se hace un gráfico, se colocarla el
pararrayos en el punto 1 de la Figura 3.6. Si la longitud de
la barra entre el bushing de entrada y el primer seccionador
(punto de reflexión) es grande, se debe colocar otro
pararrayos el cual sea interno a la subestación en SF6, más
específicamente en el punto 2 de la figura 3.6. Pero si al
hacer el estudio de sobretensiones resulta un valor alto de
voltaje, el pararrayos tendrá que ir en el punto 3.
Siempre tendrá que haber pararrayos en las posiciones 1, 2 ó
3 cuando el seccionador se encuentre abierto. Mas si las
barras de la subestación son muy largas no serán suficientes
los pararrayos anteriores, precediéndose a colocar un nuevo
56
pararrayos en la posición 4 o en la posición 5 dependiendo de
donde sea la mejor ubicación. Si se elige la posición 5 el
pararrayos puede ser externo a la subestación, si la unión
enzre las barra en SF-¿ y el transformador es aérea. En
casos especiales donde las barras en SF¿ sean demasiado
largas, se necesitará pararrayos simultáneamente en ios
puntos 4 y 5. Cabe mencionar que los pararrayos 2,3 y 4, para
tener mejores características, tendrán que ser internos a las
barras y encapsulados en SF6.
.> • > i ~J Transformador
FIGURA 3.6 : Posibles localizaciones de los pararrayos para
protección de barras aisladas en SF,:.
Haciendo referencia a la subestación en estudio, los
pararrayos colocados son de dos clases : convencionales
externos, situados a la salida de las lineas de transmisión
del patio de 230 KV y cerca de ios autotransformadores de
230/138 KV, y pararrayos de óxido de zinc encapsulados en SF6
colocados en las posiciones de entrada de energía a las
barras 3-4 y al lado de los seccionadores en el acoplamiento
de barras. La figura 3.7 muestra la ubicación de los
pararrayos dentro de la subestación Paute-Molino de 230 KV.
57
3.5 ANÁLISIS DEL ESTUDIO DE DESCARGAS ELÉCTRICAS EN LA
SUBESTACIÓN ENCAPSULADA EN SF6 PAUTE - MOLINO DE 230 KV.
Como se mencionó en el punto 3.2, la Coordinación de
Aislamiento en subestaciones encapsuladas en SF6 se la
realiza únicamente contra descargas atmosféricas. En la
subestación aislada en SF6 Paute - Molino, la empresa CESI's
elaboró un estudio digital (Referencia [13]), utilizando el
paquete computacional EMTP {Electromagnetic Transients
Program). Se simularon dos eventos :
• Impacto de descargas atmosféricas en el cable de Guarda en
la primera torre.- para esto se tomó en cuenta una amplitud
de corriente pico de 200 KA, con un tiempo de cresta de 6
JLIS y un tiempo promedio de 50 jas. La amplitud fue escogida
de acuerdo al lugar donde se encuentra la torre (cima de la
montaña) : Para el impacto del rayo en el portal de la
subestación se tomó un impulso de corriente de 150 kA con
6/50 |is. Estos últimos valores fueron escogidos por la
posición donde se encuentra ubicada la subestación (Valle).
• Impacto de descargas atmosféricas en el conductor de fase.-
ICste evento se aplicó en la mitad del tramo de linea(300m
desde el portal de la subestación) , y se tomaron dos
amplitudes de la descarga atmosférica : la primera de 15 KA
con tiempos de 2/80 \.is., escogida por cuanto
probabilisticamente tiene mayores opciones de ocurrir; la
segunda de 8.1 KA con los mismos tiempos anteriores,
escogida por cuanto es el máximo valor que no causa
•descarga disruptiva en la aislación de la linea.
A) Una distancia eléct rica certa entre la 1inea de
entrada y el generador de entrada, conectados estos
por medio de barras en SF6 cerca del circuito ael
interruptor. La fase modelada en la cual se hace la
prueba tiene la distancia eléctrica más corra.
B)Una distancia eléctrica larga entre la linea de
entrada y el generador de entrada más alejado,
conectados estos por medio de barras en SFÓ lejos del
circuito del interruptor. La fase modelada en la cual
se hace la prueba tiene la distancia eléctrica más
larga.
Conforme la Referencia [ 13], las impedancias de sobretensión
de los componentes de la subestación, asi como la ' velocidad
de propagación per los mismos, se los indica en la Tabla 3.2
TABLA 3.2 : Distribución en las lineas de los parámetros adoptados en los
modelos
Componentes
Barra en SFeOrcuito del intemptorAire~SF6 bushingA ite-SFó biEhing
Impedanciade Sobretensión(Chm)
110508080
Velocidad de Propicien(m/ nicrosegundos)
299299150150
3.5.1 PARARRAYOS
los pararrayos tanto en la linea de entrada, exterior al
(GIS) , como en la entrada del generador, interior al (GIS) ,
tendrán la misma característica eléctrica de voltaje residual
vs corriente de descarga 8-20, la cual es para descargas
atmosféricas (Referencia [13]).
3.5.2 CABLE
La longitud del cable conectado desde el GIS al transformador
se asumí ó en 450 m. , con una velocidad de propagación de 158
n/|4,s. , una irnpedancia ae sobretensión igual a 36 ohm, y una
resistencia igual a 0.7 ohrn/Km.
3.5.3 LINEA AEREA
La primera torre aérea desde la entrada de la subestación es
la representada en la Figura 3.8, la cual está constituida
por : conductores en las fases ACSR Bluejay 1113 kcmil, cable
de Guarda de 3/8 pulg. con conductores de acero, resistividad
de la tierra asumida de 200 Ohm*m, largo del primer tramo de
600 m. La resistencia de pie de la primera torre fue
considerada de 2 Ohm, siendo este uno de los parámetros
críticos en este estudio sobre todo por las descargas
eléctricas posteriores a la primera. La resistencia de pie de
la torre portal de la subestación fue asumida de 0.5 Ohm, y
el voltaje de disrupción en el aislamiento de la linea, cerca
de la primera torre y de la portal, fue asumido de 1453 kV.
Las descargas eléctricas fueron simuladas solamente por ondas
de impulso de corriente negativas, debido al hecho de que las
corrientes de onda negativa tienen mucho más probabilidad de
ocurrir que una corriente de onda positiva (Referencia [9] y
FIGURA 3.8 : GEOMETRÍA DE LA TORRE
3 . 5 . 4 RESULTADOS RELEVANTES
60
Los resultados más sobresalientes de la simulación, se
resumen en la tabla 3.3, siendo los principales los
siguientes :
• Sobrevoltaje pico eri el transformador y factor de seguridad
convencional, que es la relación entre el BIL del
equipo(950 kV) y el sobrevoltaje encontrado.
• Sobrevoltaje pico en los pararrayos tanto en la linea de
entrada corno en el cable al interior del GIS.
• Corriente pico en los pararrayos y energía absorbida
durante el intervalo de simulación (30 JLIS . ) .
• Las descargas atmosféricas con impacto en el cable de
guarda de la primera torre degeneraron en descargas
disrupcivas inversas, siendo los casos Al y Bl los valores
de sobretensión causados por este efecto ¡tabla 3.3). Los
rayos que impactaron el cable de guarda en el portal de la
subestación no degeneraron en descargas posteriores, ya que
el voltaje en la línea es más bajo que el disruptivo, por
lo que no habrán esfuerzos significativos.
• Las descargas atmosféricas que impactaron el conductor de
fase, con amplitud de impulso igual a 15 KA., causaron una
descarga disruptiva en la aislación de la línea sobre la
primera torre; los valores eléctricos son los casos A6 y
B6 : La amplitud de 8.1 kA es el impulso de onda máximo que
no causa descarga disruptiva, los valores de sobreteñeiones
se indican en los casos A7 y B7.
Se dibujan las formas de onda de la simulación realizada en
el EMTP, especialmente del caso B6 ya que es el que tiene los
valores más críticos de los resultados obtenidos.
TRANSFORMADOR
ni i c r o s e j¿ u n d o y
FIGURA 3.9 : CASO B6 ; VOLTAJE EN LOS TERMINALES DEL TRANSFORMADOR.
H j 9 . ia.o ;"J ¡ 50 o T.i
FIGURA 3.10 CASO B6 ; VOLTAJE EN EL PARARRAYOS DE LA LINEA DE
ENTRADA.
O 24 , "ÍQ o 33 <
FIGURA 3.11 CASO B6 ; CORRIENTE EN EL PARARRAYOS DE LA LINEA DE
ENTRADA.
63
15o 18 . ^ 1 o '¿ 4 . 3U o ( i •
FIGURA 3.12 : CASO B6 ; ENERGÍA ABSORBIDA POR EL PARARRAYOS DE LA
LINEA DE ENTRADA.
' A R A R R A Y O S
1 2 o Irj
ni icrosequ ndos1O o 'J'J i
FIGURA 3.13 : CASO B6 ; VOLTAJE DEL PARARRAYOS EN EL CABLE DE LA
SUBESTACIÓN.
64
•:i n -_'4 -
FIGURA 3.14 : CASO B6 ; CORRIENTE DEL PARARRAYOS EN EL CABLE DE LA
SUBESTACIÓN.
PARARRAYOS
FIGURA 3.15 : CASO B6 ; ENERGÍA ABSORBIDA POR EL PARARRAYOS EN EL
CABLE DE LA SUBESTACIÓN.
65
TABLA 3.3 ; Síntesis de los resultados de las simulaciones más
sigr.i f icativas.
CASOS
AlB1A6B6A7B7
TRANSFORMADOR
Voltajepico (kV)
(1)499,6506,7760,2809,3498,9489,2
Factor deseguridad
(2)1,901,871,251,171,901,94
PARARRAYOSLínea de entrada
Voltajepico (kV)
(3)416,9412,7434,7440,0421,1422,9
Corrientepíco f A)
(4)271116786792789837744213
Energía(kJ)*
(5)2,42,06,57,9
24,324,7
Cable (GTS)
Voltajepico fkV)
(6)418,4423.5454,1454,8425,7424,2
Corrientepico (A)
(7)3099
43621100711 17649214528
Energia<kJ)*
(8)4,15,218,318,4
253,024,6
* Energía absorbida por la contención en el intervalo de
tiempo simulado, igual a 30 microsegundos.
(1} Voltaje sobre el terminal del transformador (V).
(2) Factor de seguridad del transformador.
¡3} Voltaje sobre el pararrayos en la linea de entrada (V).
(4) Corriente en el pararrayos en la linea de entrada (A).
(5) Energía absorbida por el pararrayos en la linea de
entrada(J).
(6) Voltaje sobre el pararrayos, en la barra del GIS (V).
(8) Corriente sobre el pararrayos, en la barra del GIS (A).
(9) Energia absorbida por el pararrayos, en la barra del GIS
(J) .
Como se observó en el apartado 3.2.1, la norma IEC sobre
coordinación de aislamiento en subestaciones aisladas en SF6
para 230 KV., sugiere un factor de seguridad igual a 1.2. En
las dos configuraciones efectuadas en la subestación (A y B)
el factor de seguridad en el transformador fue siempre mayor
que el sugerido (1.2), a excepción del sobrevoltaje causado
por un impacto directo en una fase en medio del primer tramo
66
{300 m desde la subestación) , en el cual el factor de
seguridad fue de 1.17.
las fases, es sumamente bajo, ya que en un tramo de 600 m. de
largo con ambas torres iguales, considerando la probabilidad
de ocurrir una descarga atmosférica de 115 KA., es de 0.0125
per año, esto quiere decir que en 80 años habrá un impacto,
tomando en cuenta un nivel Ceraúnico igual a 50, equivalente
a 6 rayos /km-¿* año. Además el primer tramo es sumamente
protegido con relación a los tramos normales de la linea,
reduciendo aún más, la probabilidad de ocurrencia de tal
imüacto.
3.5.5 CONCLUSIONES
Las descargas atmosféricas que pueden impactar en el primer
tramo de las líneas aéreas no causarán ningún daño
considerable a los equipos de la subestación encapsulada
Paute-Mol i no de 230 KV, ya que el factor de seguridad del
principal equipo (Transformador de potencia) es 1.17 y con el
impacto de un rayo en la fase del conductor por tanto cual
esta probabilidad de ocurrir es muy baja.
De la Referencia [13] , la resistencia de pie de la primera
torre fue de 2 Q, con lo cual se dieron los respectivos
valores de voltaje (tabla 3.3). Si el valor de la resistencia
de pie de torre bajara aún mas, los sobre voltajes en los
terminales del transformador serían mucho menores ya que, de
la experiencia de CESIS's, este factor de resistencia es
crítico en el estudio de descargas atmosféricas con
particularidad en el fenómeno de descargas disruptivas
inversas.
67
Con este estudio se puede decir que la subestación Paute-
Molino de 230 kV en capsulada en SFÓ, no debe tener ningún
problemas en los quipos por descargas atmosféricas.
3.6 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS RÁPIDAS EN SUBESTACIONES EN
ALTA TENSIÓN CON AISLAMIENTO EN SF6
El estudio y análisis de sobretensiones transitorias rápidas
en subestaciones de alta tensión encapsuladas en SF6, es de
suma importancia ya que estas aparecen al maniobrar
interruptores y seccionadores, deteriorando el gas aislante
por el arco eléctrico formado, produciendo sustancias
contaminantes para aislamiento y posterior falla de los
equipos. El conocimiento del modo de creación del arco
eléctrico y sus consecuencias ayudará a comprender el estado
en el que se encuentran los equipos de
maniobra(seccionadores) en la subestación Paute-Molino de 230
kV antes de la falla.
En instalaciones en alta tensión con aislamiento en SF6
(GIS) , se producen sobretensiones transitorias rápidas,
también llamadas VFTO (Very Fast Trasient Overvoltage), de
amplitud elevada con respecto a una de referencia dada, las
mismas que aparecen principalmente por maniobras en el
acoplamiento de seccionadores e interruptores automáticos,
los cuales se encuentran con tensión. Estos transitorios
tienen una duración de 5 a 20 ns y una frecuencia de 1 a 20
MHz. Se llaman rápidas debido a que su frecuencia es mucho
mayor que las originadas por descargas atmosféricas, siendo
estos valores determinados por las descargas eléctricas que
se presentan en el interior de los equipos en SF6.
68
3.6.1 ESTUDIO DE LOS SOBREVOLTAJES TRANSITORIOS MUY RÁPIDOS
(VFTO) EN LA OPERACIÓN DE SECCIONADORES
La maniobra de seccionadores se realiza por le general con
tensión en uno de los dos extremos del equipo por lo que esta
operación involucra desplazamiento de contactos en forma
lenta y por consiguiente con presencia de voltaje. involucra
también descargas entre los contactos; dichas descargas
implican un colapso del campo eléctrico, producido por la
separación de los contactos. Además de originar
sobretensiones en forma de ondas viajeras, las cuales se
propagan en ambas direcciones a partir del sitio de disturbio
(Ref. [18]).
Ahora, se hará una descripción breve del fenómeno que ocurre
cuando los contactos del seccionador se separan y en el
momento en que estos se cierran. Para esto se diferenciarán
dos extremos : "lado fuente" y "lado flotante o carga", el
primero se encuentra en el lado de la fuente de potencia del
sistema y el segundo es una sección de ducto entre el
seccionador y el interruptor adyacente abierto, el cual
representa una carga capacitiva. La Ref. [18] sigue con el
proceso de la siguiente manera: En el momento de apertura del
seccionador, los contactos de este empiezan a separarse,
quedando el lado flotante, cargado con un valor de tensión
igual al valor instantáneo de la onda de voltaje, mientras
que el lado de fuente seguirá la variación de dicha onda. Al
alcanzar una diferencia de tensión superior a la rigidez
dieléctrica del gas, para la distancia de los contactos en
este instante, ocurrirá un reencendido generando una chispa
que establece un arco entre los contactos, el cual cargará la
capacitancia del lado carga igualando la tensión en los dos
extremos y originando la extinción del arco al desaparecer la
diferencia de tensión entre los puntos. De nuevo el lado
flotante quedará cargado a la tensión que poseia el lado
69
fuente en el instante del arco y el lado fuente seguirá a la
tensión industrial, mientras los contactos continúan su
recorrido, hasta establecer una nueva descarga entre exlos.
Este proceso seguirá un gran número de veces originando cada
vez un reencendido y por lo tanto una sobretensión rápida.
Teniendo en cuenta que la separación entre contactos del
seccionador es cada vez mayor, también lo será el transitorio
que se origina, esto continuará hasta que exista una
distancia lo suficientemente adecuada que impida el
reencendido de una nueva descarga. De la misma manera pero de
una forma inversa, resulta el cierre de los contactos del
seccionador, siendo el primer preencendido cuando la tensión
en el lado de la fuente tenga un valor pico de la onda, por
lo que la diferencia de voltaje entre contactos en ese
instante será de 1 pu., más el voltaje atrapado en el lado de
carga, luego de lo cual se iniciarán las descargas hasta
cerrarse por completo. El gráfico 3.16, muestra en una forma
aproximada lo que ocurre tanto en la apertura de contactos
del seccionador como en el cierre del mismo.
70
ü 15 pu CARCA A T R A P A D A\; iX •
r
1 (a)
ü 1^. pu CARGA ATRAPADA
n
2 (b)
FIGURA 3.16 : 1(a) Contactos del seccionador abriéndose
2(b) Contactos del seccionador cerrándose
71
Por lo tanto teóricamente el peor caso se podría dar cuando,
la máxima diferencia de potencial entre los contactos sea de
2 pu. y en algunas partes de la instalación podrán aparecer
sobretensiones de 2.5 pu.(Ref. 18}.
De lo expuesto anteriormente, se puede afirmar que las VFTO,
no son un peligro para la instalación, ya que sus magnitudes
máximas no superan el 70% del valor del BU de la subestación
encapsulada.
3.7 DESCOMPOSICIÓN DEL SF6 POR DESCARGAS DISRUPTIVAS EN UNA
SUBESTACIÓN AISLADA
Como se vio en el apartado 2.1f el SF6, además de la
descomposición que se estudió anteriormente, podría en
segunda reacción combinarse con la vaporización que ocurre
del electrodo de metal de los contactos, formando de esta
manera otros compuestos como :
• Fluoruros metálicos, sulfures metálicos y óxidos
metálicos
• Fluoruros del Azufre tai como SF4
• Oxifluoruros de Azufre tal como, SOF2, S02F2, SOF4
Si la humedad dentro del ducto de gas es sumamente baja,
estos compuestos productos de la descarga eléctrica siguen
siendo buenos dieléctricos, ya que el polvo que producen
estos compuestos se asientan en los aisladores y no afectan
la eficacia operacional del equipo.
Si la humedad no es muy baja, la descomposición de productos
mencionados se hidrolizan y forman productos secundarios,
corno por ejemplo :
CuF2 + H20 > CuO + 2HF
72
F4 + H20 > SOF2 + 2HF
[SiQi) r como por ejemplo el vidrio y la porcelana, siendo
estos materiales buenos extintores del arco, pero solamente
utilizados en condiciones especiales.
Otra de las consecuencias que se pueden dar por la acción de
estas descomposiciones, es la formación de electrolitos
corrosivos, los cuales pueden causar daños y fallas de
operación, en los equipos eléctricos. Más si estos no se
pueden evitar, si pueden ser eliminados grandemente por un
cuidadoso método de eliminación de la humedad asi como
también el uso de materiales apropiados para la construcción,
metales como el aluminio, acero, cobre y latón normalmente
quedan libre de ataque, en contraste con materiales como el
vidrio, la porcelana, aislantes de papel y materiales
similares pueden ser severamente dañados dependiendo de la
concentración de sustancias corrosivas formadas. Materiales
aislantes como resinas epóxicas, FTFE, poiietileno, cloruro
de polivinilo y óxido de poliometileno son afectados de una
manera casi indetectable (Ref. [7]).
Para finalizar esta parte se podría decir que la
descomposición del gas SF6, al abrir o cerrarlos
seccionadores por causa de las VFTO no causarán problemas si
se sigue un programa de mantenimiento adecuado de los
compartimentos expuestos a las descargas eléctricas, además
de hacerse una vigilancia de la humedad en
los principales compartimentos críticos donde se realizan
dichas descargas para evitar de esta manera la corrosión
dentro del equipo y por tanto mayores problemas.
73
El seccionador debe estar bien diseñado para abrir los
voltajes nominales de la instalación/ asi come también para
co'jier soportar y extinguir sin ningún problema las corrientes
capacitivas que se presentan ai maniobrar con voltaje en
estos equipos.
En base de los conceptos teóricos antes descritos, en el
próximo capitulo se analizarán las causas de las fallas
ocurridas en la subestación Paute-Molinc de 230 KV.
CAPITULO IV
4 ANTECEDENTES DE LAS FALLAS, TRABAJOS DE REPARACIÓN,
PRUEBAS REALIZADAS Y ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN
PAUTE - MOLINO DE 230KV
4.1 FALLAS OCURRIDAS EN LA SUBESTACIÓN PAUTE - MOLINO DE
230KV
4.1.1 FALLAS OCURRIDAS EN AGOSTO DE 1994
4.1.2 FALLA OCURRIDA EL 23 DE MARZO DE 1995
4.1.3 ANÁLISIS
4.2 CONSECUENCIAS DE LAS FALLAS Y REPARACIONES PRELIMINARES
4.2.1 SECCIONADOR 289-6B1
4.2.2 SECCIONADOR 289-6B2
4.2.3 POSICIÓN MILAGRO 1
4.2.4 POSICIÓN TRINITARIA 2
4.2.5 BARRAS Bl Y B2
4.2.6 CAMBIO DE LA JUNTA DE EXPANSIÓN EN LA BARRA 2
4.3 REHABILITACIÓN PARCIAL DE LA BARRA No. Bl, OPERACIÓN
CON LA FASE B ABIERTA EN LA JUNTA DE ACOPLE MAGRINI -
MITSUBISHI
4.3.1 ENERGIZACION DE LA BARRA Bl, CERRANDO EL INTERRUPTOR DE
ACOPLAMIENTO DE BARRAS
4.3.2 ENERGIZACION DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN PAUTE - MILAGRO
4.3.3 DISPARO DE LA L/T PAUTE - MILAGRO
4.3.4 MANIOBRAS DE LOS SECCIONADORES No. 5 {BY PASS) DE LAS
BARRAS DE 230 KV. DE LA FASE AB DE PAUTE
4.4 ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN
74
4 ANTECEDENTES DE LAS FALLAS, TRABAJOS DE REPARACIÓN, PRUEBAS
REALIZADAS Y ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN PAUTE - MOLINO
DE 230KV
Para localizar las fallas en la subestación Paute - Molino,
se presenta el diagrama unifilar (Eig. 4.1) del patio de 230
KV., desde el cual se evacúa la mayor parte de energía que se
produce en la Central Paute y del patío de 138 KV. donde se
evacúa el resto de energía producida.
El patio de 230 KV., tiene un esquema de doble barra con
interruptor de acoplamiento {299-2BT); a este esquema también
se lo conoce como barra partida con 1 disyuntor, siendo de
los más utilizados en INECEL junto al de barra principal y
transferencia (Referencia [8] ) . Las barras Bl y B2
corresponden a las fases "AB" y las barras B3 y B4 a la fase
"C" del proyecto Paute, unidas estas por seccionadores de
acopiamiento (289-6B1 y 289-6B2), como se muestra en la
Fia.4.1.
El estudio de las principales fallas ocurridas, así como las
reparaciones realizadas, ayudará a entender la situación
actual en la cual se encuentra la subestación Molino, así
como poder dar soluciones viables que permitan una operación
confiable y segura.
4.1 FALLAS OCURRIDAS EN LA SUBESTACIÓN PAUTE - MOLINO DE
230KV
Las fallas producidas en los meses de agosto de 1994 y marzo
de 1995, afectaron la conflabilidad y disponibilidad de la
subestación cor daños en los equipos de maniobra, los
estudios realizados por INECEL, ayudará a comprender, si
estas fallas fueron tan fuertes como para dañar el equipo ó
si este fue mal diseñado y no podían soportar los esfuerzos a
76
4.1.1 FALLAS OCURRIDAS EN AGOSTO DE 1994
Los días 5,6 y 7 de Agosto de 1994, se produce corte total de
servicio (3LACK-OUT) en ei S.N.I. por fallas a tierra de la
fase C, en las líneas Milagro 1 y Milagro 2, las fallas por
su carácrer de transitorias eran de difícil localización, más
los registros de voltaje y corriente que se obtenían en la
Central Paute hacen suponer que el problema estaba a 50 km,
en el sector "El Tambo". Por estas fallas ocurridas la
Dirección de Operación del S.N.I. decide, que ei 3 de agosto
se cambie la topología de la subestación en 3F6 patio de 230
KV., seccionando las barras B1-B3 por medio del seccionador
289-6B1, estando la barra Bl con tensión pero libre de carga,
operación permitida según los diagramas de control. En esta
maniobra se produce el fallo del seccionador 289-6B1, las
maniobras anteriormente descritas estaban permitidas por los
fabricantes de los equipos. Al intentar energizar nuevamente
la línea Milagro 1 se produce otra falla a tierra en la barra
Bl, quedando fuera de servicio las barras 31, B3 y la
posición 12 correspondiente a la línea Milagro 1. Además
soportan sobretensiones el resto del equipo conectado a
•dichas barras .
Las maniobras realizadas durante el 3 de Agosto de 1994
fueron (Referencia [23] y [24]}:
• Apertura del seccionador 289-6B1 con actuación de la
protección diferencial de barras, ordenando el disparo de
las 4 barras a través de los relés ; 286-B1, 286-B2, 286-
B3, 2S6-B4.
• Con objeto de restablecer el servicio, con las barras
desenergizadas se retorna a las condiciones originales y se
cierra el interruptor acoplador de barras. Se energiza este
esquema a través del transformador AT2 (hacia la barra B2),
77
originando ia operación de la protección de seore corriente
del mismo.
• ¿e abre e i acoplador de barras (252-2BT) y se repite la
manicera anterior con el propósito de probar el estado de
las barras B2 y 84. La operación es exitosa.
• Para probar las barras Bl y B3 se cierra el acoplador,
produciéndose nuevamente la actuación de la protección
diferencial.
• Gen el seccionador 289-6B1 abierto, se energiza la barra Bl
a través del acoplador, operando nuevamente la protección
diferencial.
• Se consignan las barras Bl y 33 y se rehabilita el sistema
con las barras B2 y B4 a través de la linea Milagro 2.
• Por la condición de transferencia de energía, se procede a
iniciar las maniobras para la energización de la linea
Milagro 1. Al cerrar el seccionador 289-9L4 para
seleccionar la barra 32, se produce la operación de la
protección diferencial de barras y en estas circunstancias
queda consignada la linea Milagro 1.
El di a 9 de agosto se realizan pruebas de aislamiento y se
detectan daños en la barra Bl y la posición Milagro 1. El dia
10 de agosto se prueba la barra B3 con voltaje controlado a
L ravés de la unidad 9 y se determina la existencia de un daño
en el seccionador 289-6B1 fase B.
El dia 29 de Agosto de 1994, culminando el trabajo de
reparación del seccionador 289-6B1 y luego de pruebas
manuales se intenta la maniobra de cierre por accionamiento
eléctrico desde las borneras del tablero local, ocasionando
la apertura inesperada del seccionador 289-6B2 que acopla las
barras B2 y B4, las cuales se encontraban ene rg izadas y en
servicio, operando la protección diferencial.
73
Para superar estas condiciones se aplico una "Solución
Emergente" (Fig.4.2), la que para su implementacicn se
realizó un estudio de sobretensiones, el cual analizaremos
brevemente, dicha solución emergente fue escogida por ser ae
fácil ejecución y corto tiempo de implamentación (Referencia
[26]), siendo esta la siguiente :
Fig. 4.2 : Solución Emergente en la subestación Paute - Molino
Salida directa de los cables desde los Bushings de 230 KV.
del Autotransformador (AT2) 230/138 KV. con capacidad de 375
MVA, hacia uno de los dos circuitos de la linea Paute -
Milagro, existiendo la posibilidad de usar los dos en
paralelo. Con la apertura de la linea Paute - Riobamba con el
propósito de usar su posición para conectar el segundo
79
Dada la topología ;onformada por el sistema autotransformador
linea ae transmisión. Las maniobras se las podía hacer
únicamente con el interruptor de 138 KV. , del
autctransformador AT2, 230/138 KV. Por lo que se analizó con
el programa digital SMTP, los casos que originarían las
mayores sobretensiones tanto en apertura como enenergización
-del conjunto. En apertura se analizaron :
• Apertura desde Paute en vacío
• Apertura con carga
• Apertura simultánea de los interruptores de 138 KV. en
paute y 230 KV., en Milagro
• Apertura del interruptor de paute 138 KV., un ciclo
después que la apertura del interruptor de Milagro 230
KV.
• Apertura del interruptor de Paute de 138 KV., un ciclo
antes de la apertura del interruptor de Milagro 230
KV.
• Apertura en condiciones de falla
En caso de energización se analizó :
• Energización desde Paute
• Energización de un circuito de la línea con una
máquina en Paute.
• Energización de dos circuitos de la linea en paralelo
con una máquina en Paute. r
• Energización de un circuito de la linea con dos
máquinas en Paute.
• Energización de dos circuitos de la linea en paralelo
con dos máquinas en Paute.
ue lo cual se concluyó lo siguiente :
* Los transitorios de mayor magnitud se produce cuando la
linea Paute - Milagro se opera con los dos circuitos en
paralelo.
* Evitar abrir en vacio desde Paute el conjunto
autotransformador - linea, si es necesario esta apertura se
lo tiene que realizar con disminución de voltaje de las
unidades de generación.
* El efecto amortiguador que produce la carga en Milagro hace
modificar las protecciones, haciendo que el interruptor de
Milagro habrá un ciclo después que el interruptor de 138
KV. de Paute.
* Cambiar ' los esquemas de seccionamiento de carga por baja
frecuencia en Milagro 230/69 KV., para no desenergizar
dicha carga y perder su efecto amortiguador en ios
transitorios.
* Energizar el conjunto linea-autotransformador a voltaje
reducido, incrementando en forma controlada hasta llegar a
1 pu., y proceder a la conexión de carga.
* Ev i tar energizar el conjunto desde Milagro ya que existe
poco amortiguamiento y puede producir sobreexcitación en el
autotransformador 230/138 KV., de Paute, sobrecargando de
energía a los pararrayos de 230 KV.
Las protecciones fueron modificadas y ajustadas para la nueva
configuración adoptada.
El amortiguamiento de las sobretensiones por medio de la
carga en Milagro hizo que se cambiaran las protecciones,
retrasando el interruptor de Milagro con respecto al de
Paute ; haciendo que la intervención de la protección
diferencial del autotransformador siga alimentando la falla
un tiempo de seis ciclos, tiempo en el cual dicho
autotransrormador resulte afectado. Esta situación de riesgo
se mantuvo durante 3 semanas, luego de le cual se colocó
entre el autotransformadcr y la linea de transmisión un
interruptor de 230 KV., incrementando la confiabilidad y
eliminando el origen de las sobretensiones al seccionar
dicho conjunto. De esta manera se consigue una transferencia
de 550 MW., aproximadamente, evitando los racionamientos a la
región costera [Referencia [26]).
4.1.2 FALLA OCURRIDA EL 23 DE MARZO DE 1995
La construcción de la carretera Guarumales - Méndez en marzo
de 1995 hace que sobre el campamento Guarumales se realicen
explosiones de alto de poder, las cuales causan roturas de
vidrios en diferentes partes del campamento, inclusive en la
sala de control de la central.
El dia jueves 23 de marzo de 1995 se realiza una de las más
fuertes explosiones, luego de le cual hubo dos alarmas, la
primera : "baja presión de SF6 Primer Paso", correspondiente
al acoplamiento de barras B1-B3 y B2-B4 y la segunda a las
13h29, anunciando "baja presión de SF¿ Segundo
Paso(Bloqueo)". Se procedió a inspeccionar los equipos y
carras Bl y B3, encontrando: presión menor a 1 kg/cm2 en la
fase B(barra 31), tanto en el lado de Magrini (barras B3,B4)
como Mitsubishi(barras B1,B2). Además, en el piso se encontró
desacoplado en sus dos extremos un tramo de barras Magrini -
Mitsubishi, los equipos afectados corresponden a la fase B de
la barra 31 pudiendo listarse los siguientes (Referencia
:21]j :
• Dos bridas portaisladeras con rosca fallada por sizalladura
y todos los pernos sueltos
• Un aislador barrera de gas portaconector rota, en el limite
Mitsubishi - Magrini
S2
• Un anillo separador ae brida, roto
• Una junta de expansión fisurada y doblada
• 903.24 kg. de gas SF¿ perdidos que corresponden a
barra Bi incluido el tramo Magrini
• Trame de barra terminal Magrini se encuentra fiejado
• Conector de barra Mitsubishi - Magrini dañado
• Dos tramos de barras conductoras sueltas y doblados
• Pernos de acople entre bridas del encapsulado, dañados
Además, La j unta de expansión de la fase C de la barra B2
presenta hundimiento en su parte central. Los daños son
importantes, sin embargo no se tuvo problemas en la operación
de la subestación, ya que el tramo de acople de las barras
B1-B3 estaban fuera de servicio por el problema ocurrido de
la posición 12 Milagro 1 (L4) en agosto de 1994.
4.1.3 ANÁLISIS
Las fallas consecutivas ocurridas entre el 5 y 12 de agosto
de 1994 sobre la línea Paute - Milagro, se debió a la
aproximación excesiva de una linea de distribución rural en
construcción, la que no fue detectada a tiempo (Referencia
[22]). Por lo cual se tuvo que adoptar una "Solución
Emergente", con la cual se pueda mejorar las condiciones de
operación de la central y poder evacuar la energía producida.
La operación de apertura de los seccionadores acopladores de
barras (289-6B1 y 289-6B2) se lo hizo con voltaje sin
corriente de carga, pero existen corrientes capacitivas
presentes en la subestación que no se pueden evitar, cuyos
valores en estado estable sen ¡Referencia [32]):
Id = Q.5 A
Ib = 0.5 A
Ic = 0.5 A
Según la no rma IEC 1259 de 1994 los va lores de corriente
capacitiva que pueden manejar los seccionadores de
acoplamiento, según el voltaje de la subestación ; se tabula
en la cabla 4.1 (Referencia [29]).
TABLA 4.1 : CORRIENTES CAPACITIVAS QUE PUEDEN SOPORTAR LOS SECCIONADORES
EN UNA SUBESTACIÓN
DESCRIPCIÓN
VALOR DE VOLTAJE (KV)
(r.in.s.)
CORRIENTE CAPACITIVA (A)
(r.m.s.)
VALORES
72,5
0,1
100
0,1
123
0,1
145
0,1
170
0,1
245
0,25
300
0,25
362
0,5
420
0,5
525
0,5
765
0,8
Los seccionadores de acoplamiento de las barras encapsuladas
en SF6, no podian ser operados ya que la corriente capacitiva
a interrumpir en estado estable es mayor que la recomendada
en la norma. Sin embargo, como se señaló anteriormente estas
maniobras estaban permitidas, los sistemas de control estaban
diseñadas para maniobrar con tensión y sin carga. Además,
estos sobrevoltajes ocasionados por la abertura del
seccionador 289-6B1 también afectaron a todos los equipos
conectados a las barras B1-B3, siendo probable que haya
producido fallas en el seccionador 7L4 Milagro 1, y quedado
otros equipos en malas condiciones come los T/?, que luego de
las maniobras siguientes provocaron otros daños (por ejemplo
en el seccionador 914) (Referencia [32]) .
Se puede concluir que ha la fecha de realización y
construcción de la fase "C" del proyecto, en la colocación de
las posiciones de acoplamiento (289-6B1 y 289-6B2) de barras
no existían estudios detallados de los fenómenos que ocurren
84
El accionamiento •. =1 seccionador de acoplamiento 289-6B2 con
carga se debió a un error humano y fallas en la señal i zaclón
de los cables de ccntrcl. El seccionador presentó daños en
sus componentes, por lo que se procedió a su inmediata
reparación.
4.2 CONSECUENCIAS DE LAS FALLAS Y REPARACIONES PRELIMINARES
Las consecuencias que se dieron en los equipos de maniobra y
barras, asi como las reparaciones que se han venido
realizando desde el momento de las fallas hasta la actualidad
han sido (Referencia [24]):
4.2.1 SECCIONADOR 289-6B1
Se procedió a abrir el seccionador 289-6B1, encontrándose
cubierto de un polvo negro producido por la descomposición
del gas SF6, una vez realizada la limpieza se detectaron ios
siguientes daños.
• Picaduras en el cuerpo del seccionador
• Daño en el contacto apaga chispas
• Daño en el aislador pasamuros del seccionador 289-6B1, lado
de la fase AB
• Daño en el aislador pasamuros del seccionador 289-4G2
Los daños se deben al arco eléctrico producido entre el
contacto fijo y el encapsulado.
Las subsiguientes fallas luego de la reenergización de las
carras deterioraron el aislamiento y originaron la operación
a e la válvula de seguridad, que evacuó los gases producto de
la descomposición del SF6. Además de producir severos daños
e .i e i seccionador.
EL 13 de Agosto de 1994 se inicia la reparación del
seccionador 289-631, se procede al cambio del polo de ia fase
B incluido el mecanismo de accionamiento, se inspecciona y se
procede a limpiar los polos de las fases A y C y la
calibración del seccionador.
4.2.2 SECCIONADOR 289-6B2
Se realiza la inspección dei seccionador 289-6B2 y se detecta
que la fase A es la más averiada, por lo que se procedió al
cambio completo del polo. El polo de la fase C presenta daños
considerables en el contacto móvil y en el contacto fijo, se
cambian las partes averiadas. Se inspecciona el polo de la
fase B, se limpian todos los elementos , y finalmente se
calibra la carrera del seccionador. Los trabajos de
reparación se realizó a partir del 29 de Agosto con la
supervisión de un técnico de Magrini - Galileo.
4.2.3 POSICIÓN MILAGRO 1
El 3 de septiembre de 1994 un técnico de Mitsubishi inicia la
inspección de la posición Milagro 1, con la verificación del
estado del gas en todos les compartimentos de la subestación
•de 230 kV de la fase AB encontrándose en buen estado, a
excepción de los compartimentos 1 y 2 de la linea Milagro 1,
que corresponde a los seccionadores selectores de barra 289-
7L4 y 289-9L4.
Se inspecciona a través de las escotillas existentes, las
fases A, 3 y C de los seccionadores 7L4 y 9L4 de la posición
Milagro 1. En el seccionador 9L4 fase B se encontraron
picaduras en el contacto fijo y móvil en sus respectivas
pantallas y en el interior del blindaje, adicionalmente se
encontró polvo producto de la descomposición del gas SF6. En
el seccionador 7L4 fase B se encontró graves quemaduras en
los aisladores, picaduras en pantallas y grandes cantidades
de polvo producto de la descomposición del gas SF6. En el
seccionador 4BL4 de tierra se encontró picaduras en contactos
y pantallas de las fases B y C.
Con el prepósito de habilitar provisionalmente la barra B2 se
desmontó al seccionador 7L4 fase B y el tramo hacia el
seccionador 9L4, precediéndose a remover y alisar todas las
picaduras de las pantallas, contactos e interior del
compartimento. Posteriormente se ejecuto una limpieza
completa de todos los compartimentos inspeccionados. Los
trabajos realizados tuvieron como finalidad conseguir un
aislamiento de 50000 MQ.
4.2.4 POSICIÓN TRINITARIA 2
La inspección se hizo en la fase A por todas las escotillas
de inspección disponibles, incluido el polo del interruptor y
en las fases B y C se hizo la inspección en los seccionadores
selectores de barra sin encontrarse ninguna novedad.
Actualmente se llama Posición Pascuales 2
4.2.5 BARRAS Bl Y B2
Se inspeccionó las barras Bl y B2 fase B por las escotillas
disponibles en el tramo correspondiente a la posición de la
linea Milagro I, sin encontrarse ninguna novedad.
Se efectuaron pruebas de aislamiento en todos los
transformadores de potencial de las dos barras, encontrándose
problemas en el transformador de la barra B2 fase B,
precediéndose al intercambio con el transformador de la barra
87
4.2.6 CAMBIO DE LA JUNTA DE EXPANSIÓN EN LA BARRA 2
Durante el incidente de marzo de 1995, se desprendió un tramo^
de las barras suministradas por MAGRINI fase B {barra B1-B3),
y adicionalmente resultó afectada la junta de expansión de la
fase C barra B2, daño que consistió en una deformación de un
anillo de la junta que constituye un factor de riesgo en la
barra que se encuentra en operación; por lo antes mencionado
se hizo necesario cambiar esta junta por la junta de la fase
B barra Blf que se encuentra en buen estado y no esta en
operación. El trabajo se ejecutó durante los dias 2, 3, 4 y 5
de noviembre de 1995 siguiendo la siguiente secuencia
(Referencia [ 31]) :
1 .Consignación de barras B2 y B4 durante cuatro (4 ) dias
consecutivos.
2. Desacople de la fase C, de las demás fases del tramo
MAGRINI, barra B2, mediante la extracción de los ductos.
3. Extracción del gas SF6 de la fase C, tramo MAGRINI de la
barra B2.
4.Desmontaje de la junta desmontable que se encuentra ubicada
junto al pararrayos de barra, para permitir el
desplazamiento de la barra al desmontar la junta dañada.
5.Desmontaje de la junta de expansión dañada en barra B2.
6.Montaje de la junta de expansión en buen estado.
7.Montaje de la junta desmontada, referida en el Ítem 4
8.Se hizo vacío en la fase intervenida.
9.Llenado con gas SF6 la fase intervenida.
10 .Verificación de existencia de fugas de gas en el tramo
intervenido, sin encontrarse novedad.
11.Interconexión de fases por medio de ios ductos que existen
para el efecto.
12.Verificación de apertura de seccionadores de puesta a
tierra 4AL2, 4BL2, 4CL2, 4DL2 y 4H.
13.Cierre de seccionadores de la posición GIS PASCUALES 2
(12;, 9L2 y 5L2.
14.Prueba satisfactoria de voltaje aplicado a la fase C,
barra B2 ingresando por los bushings de la pesieion
PASCUALES 1 (Ll).
15.Apertura de seccionadores de la posición GIS PASCUALES 2
(L2), 912 y 5L2.
16.Cierre de seccionador 289-6B2 con barras B2 y B4
desenergizadas.
17.Energización de barras B2 y B4 por medio del banco de
Autotransformadores.ATI.
4.3 REHABILITACIÓN PARCIAL DE LA BARRA Bl, OPERACIÓN CON LA
FASE B ABIERTA EN LA JUNTA DE ACOPLE MAGRINI -
MITSUBISHI
Debido a la'necesidad de reenergizar la barra Bl en noviembre
de 1995, INECEL procedió a realizar un estudio de
sobrevoltajes de maniobra que podrían originarse como
consecuencia de la operación de ios seccionadores de linea y
•de barra con la fase B abierta en el tramo de acople Magrini
• Mitsubishi (Referencia [25]).
Los estudios fueron realizados considerando cuatro casos :
• Energización de la barra Bl, cerrando el interruptor de
acoplamiento de barras.
• Energización del circuito 2 de la L/T Paute - Milagro de
230 KV.
• Disparo de la L/T Paute - Milagro.
• Maniobras de los seccionadores Mo.5 (By Pass) de las barras
de 230 KV., de Paute fase AB.
89
Estos casos fueron simulados por INECEL en el paquete
computado nal EMTP (Electromagnetic Transient Frogram) , en
base a los siguientes parámetros (Referencia [251):
• Modelación de las barras B2 y B4 completas en operación
(seccionador 289-6B2 cerrado), y la barra Bl se la modelo
con la fase B abierta (seccionador 289-6B1 abierto) en el
rramo Magrini - Mitsubishi.
• Los parámetro eléctricos de las barras fueron determinados
por el EMTP, excepto la capacitancia, cuyo valor suministró
INECEL, los parámetros fueron calculados para una
frecuencia de 1000 hz., las barras han sido representas por
un modelo "pi" con tramos de 10 m.
• Los transformadores de potencia han sido modelados como
transformadores saturables.
• Se ha considerado condiciones de demanda mínima, o sea con
operación de una y dos unidades de generación de la fase
AB, con sus respectivos transformadores de elevación.
• las líneas de transmisión en los cases requeridos han sido
modeladas mediante parámetros uniformemente distribuidos.
Debido a que un segmento de la fase B de la barra Bl está
fuera de servicio es necesario medir la corriente que pasará
por el interruptor de acoplamiento en estado estable, la cual
puede presentar desbalance de corrientes en el sistema,
produciendo la operación de los relés de protección. Esta
corriente medida es de baja magnitud y existe desbalance, los
valores son :
Ia = OA23A
¡b = 0.278,4
/ = 0.322A
90
4.3.1 ENERGIZACION DE LA BARRA Bl, CERRANDO EL INTERRUPTOR DE
ACOPLAMIENTO DE BARRAS
3e consideró un ángulo de cierre del interruptor de
acoplamiento de 90° en la onda de voltaje de la fase A, este
ángulo produce las mayores magnitudes de voltaje y corriente
transitorios de energización, la magnitud del voltaje previo
a las maniobras fue de 1.0 pu.
Los casos a simularse son :
CASO EB1. Energización con el sistema en vacio (sin lineas de
transmisión conectadas a las barras), con una unidad de
generación'de la fase AB, con su respectivo transformador de
elevación y el autotransformador 230/138 KV. (ATI).
CASO EB2. Similar al caso anterior con dos unidades de
generación de la fase AB.
CASO EB3. Energización con dos unidades de generación de la
fase AB y la linea Paute - Milagro 2 de 230 KV. , energizado
con una carga de 70 MW conectada en Milagro.
CASO EB4. Similar al caso anterior, añadiendo la L/T Paute-
Cuenca 2 de 138 KV., con una carga de 22 MW. conectada en
Cuenca.
Les resultados obtenidos en cada uno de los casos antes
•descritos se indican en la Tabla 4.2.
4.3.2 ENERGIZACION DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN PAUTE - MILAGRO
Se utilizaron los mismos parámetros anteriores con adición de
descargadores de sobretensiones en los extremos de la linea
de transmisión.
La simulación se la realizo de los siguientes casos :
CASO ELI. Energización con el sistema en vacío. Comprende una
unidad de la fase AB en operación con su transformador de
elevación y el auzo transformador 230/138 KV., (ATI).
CASO EL2. S imilar al caso anterior, pero con dos unidades de
la fase AB.
CASO EL3. Similar al caso anterior, más un circuito de la L/T
Paute-Cuenca de 138 KV., en vacio.
CASO EL4. Similar al caso anterior, más dos circuitos de la
L/T Paute-Cuenca de 138 KV. , con una carga de 22 MW.,
conectada en Cuenca.
CASO EL5. Similar al caso anterior, más 10 MVAR en reactores
en el terciario del autotransformador 230/138 KV. (ATI).
Los resultado obtenidos de esta simulación se resume en la
Tabla 4.3, siendo resultados máximos ya que se tomo en
condiciones extremas el ángulo de cierre del interruptor.
4.3.3 DISPARO DE LA L/T PAUTE - MILAGRO
En el estudio de este caso se realizaron corridas de
estabilidad dinámica utilizando el programa digital PS3/E
(Power System Simulator) de la PTI.
CASO
EB1
EB2
EB3
EB4
DESCRIPCIÓN
EN VACIO
FASE DE PAUTE AB = lu
EN VACIO
FASE DE PAUTE AB - 2u
CON L/T PAU-MIL 230, 1CKT, 70MW
FASE DE PAUTE AB - 2u
CON L/T PAU-MIL 230, 1CKT, 70MW
CON L/T PAU-CUE 138, 1CKT,22MW
FASE DE PAUTE AB - 2 u
VOLTAJE
EXTREMO
BARRA 1
<p.u.)*
1,278
1,252
1, 004
1, 023
SECCIONADOR
6B1
(p-u.)*
1,281
1,255
1,004
1, 023
EXTREMO
BARRA 4
(p.u.)*
1,275
1,249
1, 004
1,023
CORRIENTE
ACOPLADOR
(A)
20,026
20,745
23, 851
24, 385
TABLA 4.2: RESULTADOS DE LA ENERGIZACION DE BARRA Bl
CASO
ELI
EL2
EL 3
EL4
EL5
1
VOLTAJE
DESCRIPCIÓN
[ EXTREMO
BARRA 1
U (P.u.)*
SIN L/T PAÜ-CUEN 138 KV
SIN REACTORES
FASE DE PAUTE AB = lu
SIN L/T PAU-CUEN 138 KV
SIN REACTORES
FASE DE PAUTE AB = 2u
CON L/T PAU-CUE 138, 1CKT,VAC
SIN REACTORES
FASE DE PAUTE AB = 2u
CON L/T PAU-CUE 138, 2CKT,22^
SIN REACTORES
FASE DE PAUTE AB = 2u
CON L/T PAU-CUE 138, 2CKT,22K
CON REACTORES «10 MVAR
FASE DE PAUTE AB = 2u
2,137
1,866
2,043
1,723
1,721
SECCIONADOR
6B1
(p.u.)*
2,137
1,866
2,043
1,723
1,721
EXTREMO
BARRA 4
(P.u.)*
2,137
1,866
2,043
1,723
1,721
||
CORRIENETE
MILAGRO
230 KV
(P.U.)*
2,418
2,356
2,345
1,934
1,943
ACOPLADOR
(A)
18,266
20,496
16,135
16,729
16,731
ENERGIZACION
L/T MILAGR02
(A) 463,56
515,509
529,306
347,24
347,96
TRAFO
AT2
(A)
464,852
517,814
531, 63
331,382
331,819
TABLA 4.3: RESULTADOS DE LA ENERGIZACION DE L/T PAUTE-MILAFRO
94
Los parámetros que se utilizaren fueron proporcionados por
INECEL. En los casos analizados se consideró a la cent'ral
Paute con una generación de 750 MW (8 unidades) . Además se
considero un volt ~,e de prefalla de 1.065 pu.
Los resultados obtenidos fueron :
• Máximo voltaje que se da en las barras de 230 KV., es de
1.14 pu. (Voltaje base=230 KV.), durante la simulación
dinámica de 10 segundos, más con el disparo de 2 unidades
de la central y luego de la actuación de 2 pasos del
Esquema de Alivio de carga, el voltaje de barra se
estabilizó en aproximadamente 1.065 (voltaje de prefalla).
• Si se dispara la linea de transmisión Paute - Milagro 2, se
produce una sobrecarga e inestabilidad en la transmisión,
por lo que se colapsa el voltaje en las áreas de Milagro,
Babahoyo, Máchala, Guayaquil y Santa Elena. Además se deben
disparar 3 unidades de la central (300 MW) , y el máximo
sobrevoltaje que se dará en las barras de 230 KV., será de
1.19 pu.
4.3.4 MANIOBRAS DE LOS SECCIONADORES No. 5 <BY PASS) DE LAS
BARRAS DE 230 KV. DE LA FASE AB DE PAUTE
El fenómeno de descargas eléctricas en la parte externa del
GIS(carcasa), son producidas por elevados potenciales
transitorios de tierra, su comportamiento y mecanismos de
generación están detallados en la Referencia [27]. Estos
elevados potenciales son producidos en operaciones de
apertura y cierre de seccionadores o interrupciones del
servicio en dieléctricos de SFe/ y no depende del atérramente
del GIS, pero de fundamental importancia para equipos con
estructuras metálicas en alto voltaje.
95
Las descargas ocurridas al cerrar los seccionadores By - Pass
Nc.5(289-5AT2) de la subestación Paute - Molino de 230 KV., a
decir de Mitsubishi es por la transferencia de corriente
rápida al By - Pass desde el circuito del interruptor,
causando elevados potenciales inducidos por acoplamiento
mutuo entre los conductores y la envolvente(carcasa)
compuesta por estructuras no continuas, (Referencia [28]).
Mitsubishi simuló estos elevados potenciales de tierra entre
las envolventes no continuas en algunos puntos principales de
la posición de entrada del transformador, cuando la corriente
de carga es de 50 A r.m.s. La diferencia de voltaje máximo
encontrado fue de 1.2 KV., valor que no es seguro que
produzca descarga eléctrica ya que la fuerza dieléctrica en
las junturas es considerado más de 4 KV., por lo que
recomiendan hacer re-pruebas bajo las mismas condiciones para
confirmar la descarga.
Aunque los elevados potenciales en la envolvente son bastante
rápidos (<2.2 jus} y la energía también pequeña, se recomienda
en las pruebas evitar el contacto del personal con la
envolvente del GIS (Referencia [28] ).
Sin embargo aunque estos elevados potenciales transitorios de
tierra tienen dificultad de se simulados por su elevada
rapidez, no son muy peligrosos para los operadores
(Referencia [27]). Estos fenómenos se pueden evitar con una
buena puesta a tierra de la envolvente en diferentes puntos
de la posición.
96
4.4 ESTADO ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN
El estado actual de la subestación es la consecuencia de los
daños ocurridos en agosto de 1994 y marzo de 1995, y los
arreglos realizados para superar estas fallas. Como se vio
anteriormente uno de estos arreglos fue la "Solución
Emergente" que se adopto y se describió anteriormente,
además, el desacople de la fase B (marzo de 1995) de la barra
Bl en la unión Magrini - Mitsubishi fue reparado en marzo de
1998r logrando poner en operación la barra B1-B3 en esta
misma fecha, luego de las pruebas correspondientes. En
febrero de 1997 con . la terminación de las lineas de
transmisión a Pascuales se puso en operación las posiciones
de estas lineas (Pascuales 1 y pascuales 2), lo que dio mayor
estabilidad a la Subestación Paute - Molino y mejor
evacuación de energía hacia la región Costanera. La Posición
Milagro 1 hasta la actualidad no puede ser reparada por falta
de repuestos por tanto no se encuentra en funcionamiento,
reemplazada por un interruptor convencional en SFS, el cual
se instaló en la "Solución Emergente" (septiembre de 1994).
Por tanto el esquema actual de la Subestación Paute - Molino,
patio de 230 KV., quedo de la siguiente manera (Fig.2.3):
97
E S T A D O A C T U A L
PMTF: •?. ' ' PAUTE iRiOBAMBA
. L6
MILAGROÜ9 KV -
MH.AIJRCi'ta KV
MÁCHALA 2
MÁCHALA 138 KV
PAUTE KJBKV
FIGURA 2.3 :. Diagrama esquemático de la situación actual de la
Subestación Paute - Molino.
Luego cíe las reparaciones y estudios pertinentes se llego a
la conclusión que, los seccionadores de acoplamientos de
barras, deben ser operados sin corriente y tensión. INECEL
adecuó los circuitos de control con interbloqueo los cuales
consideran estas restricciones cuando estos se encuentran con
tensión.
Como consecuencia de lo anterior, en lugar de los
seccionadores 289-6B1 y 289-6B2, se puede plantear varias
alternativas técnicas : una de ellas es utilizar
interruptores de acoplamiento, ios cuales facilitarán la
maniobrabilídad de las barras, evitando que se disparen las
barras por pares al existir fallas en una posición
98
determinada. Otra alternativa es utilizar un interruptor
acoplador de las barras 3,4 con lo cual también facilitará la
evacuación de energía de manera óptima.
La determinación de la solución más adecuada desde el punto
de vista de la conflabilidad y cperatividad de las barras, se
lo realizará mediante un estudio técnico - económico de las
dos alternativas mencionadas anteriormente. Dicho estudio se
presenta en el siguiente capítulo.
CAPITULO V
5. ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN Y ESTUDIO TÉCNICO
ECONÓMICO
5.1 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS BARRAS ENCAPSULADAS EN SE6
CON LOS SECCIONADORES DE ACOPLAMIENTO.
5.1.1 ANÁLISIS DESDE EL PUNTO DE VISTA OPERATIVO
5.2 CAMBIO DE LOS SECCIONADORES 289-6B1 Y 289-6B2 POR
INTERRUPTORES
5.2.1 PUNTO DE VISTA OPERATIVO
5.2.2 FACTIBILIDAD
5.2.2.1 EQUIPO BÁSICO
5.2.2.2 DISPOSICIÓN FÍSICA
5.2.2.3 ESQUEMA DE PROTECCIONES
5.2.3 ESTUDIO ECONÓMICO
5.2.3.1 PRESUPUESTO
5.2.3.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA
5.3 INCLUSIÓN DE UN INTERRUPTOR DE ACOPLAMIENTO ADICIONAL
5.3.1 PUNTO DE VISTA OPERATIVO
5.3.2 FACTIBILIDAD
5.3.2.1 EQUIPO BÁSICO
5.3.2.2 DISPOSICIÓN FÍSICA
5.3.2.3 ESQUEMA DE PROTECCIONES
5.3.3 ESTUDIO ECONÓMICO
5.3.3.1 PRESUPUESTO
5.3.3.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA
5.4 COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS
99
5. ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN Y ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO
El objetivo de este capítulo es encontrar una alternativa de
solución adecuada al problema de conflabilidad y operación de
la subestación Paute - Molino patio de 230 KV., incorporando
elementos de maniobra que permitan configurar adecuadamente
la subestación frente a problemas o fallas en las posiciones
de linea, carga y especialmente en las barras. Este análisis
se realiza en base a un estudio Técnico - Económico de las
alternativas de solución que se planteen.
5.1 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS BARRAS ENCAPSOTADAS EN SF6 CON
LOS SECCIONADORES DE ACOPLAMIENTO.
Los sobrevoltajes causados por maniobra, ferroresonancia,
pérdida de carga, fallas a tierra ó entre fases, energización
de líneas etc., no causan daños o averías en el equipo de la
subestación, ya que la característica tensión - tiempo como
se observó en el capítulo III está por encima del valor de
sobrevoltajes que estos causan.
Las descargas atmosféricas que impacten o lleguen a través de
las líneas de transmisión a la subestación, no causan averías
en los equipos, ya que, como se revisó en el capitulo III las
subestaciones blindadas en SF6 no tienen mayores problemas
frente a estos fenómenos si la colocación de los pararrayos
es la adecuada. Además, INECEL ha realizado en la subestación
Paute - Molino, simulaciones digitales con el programa
computacional EMTP, comprobando que la subestación está
correctamente protegida. Los niveles de aislamiento de los
equipos como se puede observar en la tabla 3.1 son los
recomendados por las normas IEC, los equipos de la
subestación en estudio, cumplen dichas normas.
100
La colocación de pararrayos de óxido metálico encapsulados en
SF6 asegura el correcto funcionamiento y protección de la
subestación frente a descargas atmosféricas, ya que como se
expuso en el apartado 3.3.1, reaccionan de una manera casi
instantánea a los efectos que producen dichas descargas
atmosféricas.
Las corrientes capacitivas a maniobrar por los seccionadores
acopladores de barras (289-6B1 y 289-6B2), son mayores que
las permitidas- por las normas IEC 1259, como se indicó en el
capitulo anterior. Los seccionadores de acople de la posición
Milagro 1 se encuentran averiados; su reparación está
programada para el presente año (1998), luego de lo cual se
podrá desactivar el interruptor convencional que se instaló
provisionalmente en el patio de 230 KV. para solucionar los
problemas ocurridos anteriormente. Por esta razón la
operatividad de la subestación Paute - Molino, patio de 230
KV., actualmente se encuentra disminuida y no se podrá
actuar efectivamente si se presentan fallas en las lineas de
transmisión o barras no se podrá actuar efectivamente,
debiendo hacer maniobras con barra muerta (sin voltaje ni
corriente), si se desea cambiar de configuración la
subestación.
5.1.1 ANÁLISIS DESDE EL PUNTO DE VISTA OPERATIVO
En la actualidad los seccionadores acopladores de barras
(289-6B1 y 289-6B2), se encuentran en óptimas condiciones
después de las reparaciones y cambios realizados.
El patio de la subestación Paute - Molino de 230 KV. , se
encuentra funcionando básicamente en una configuración de
doble juego de barras con interruptor de acoplamiento (Fig.
4.1), de tal manera que las barras B1-B3 actúan como una sola
al igual que las barras B2-B4, por cuanto, como ya se dijo,
101
los seccionadores de acoplamiento no pueden operar con
voltaje ; entonces, en caso de falla en una parte de las
barras, el otro juego de barras sigue operando si la
estabilidad del sistema lo permite, trabajando la subestación
a media capacidad mientras se realiza las maniobras
necesarias para librar las cuchillas de la barra dañada,
dejando la posición conectada al juego de barras en buen
estado mientras se analiza la falla ocurrida.
Un estudio de- conflabilidad del patio de 230 KV. , dará una
idea de la situación actual en la que se encuentra la
subestación. Para realizar estos estudios se emplean
generalmente dos índices básicos (Referencia [8]):
1. frecuencia de fallas (averías /año) (A,)
2. Tiempo de duración (reparación) de la falla (horas/avería)
En subestaciones convencionales estos índices básicos para
algunos equipos tienen valores de (Referencia [34]):
TABLA 5.1 : valores de índices básicos para subestaciones
convencionales
COMPONENTE
POSICIÓN
BARRAS
PROBABILIDAD ANUAL DE
FALLA (Averías/Año)0,02 (awríaleve)
0,05 (avería grave)
0,02
102
Otros valores de frecuencias de fallas (A,) de componentes
eléctricos se encuentra en el Apéndice 3 de la Referencia
[35] .
Hasta el momento la literatura técnica especializada da
diferentes valores para subestaciones convencionales, de
entre los cuales los valores citados anteriormente han sido
escogidos por INECEL para esta clase de estudios; sin
embargo, para el caso de subestaciones en SF6 (GIS) la
información disponible es muy limitada aún a nivel
internacional.
En este estudio de conflabilidad se utilizan algunas
consideraciones mencionadas en la Referencia [8], Referencia
[33] y Referencia [2], como son:
• La frecuencia de falla (A) / para las Posiciones en equipo
GIS se ha tomado el 10% de la del equipo convencional.
• El tiempo de reparación de la falla, tanto la Referencia
[S] como la Referencia [33], coinciden en que debe ser un
valor cercano a 10 veces el tiempo requerido para equipo
convencional si la falla es considerable, si es leve el
tiempo de restauración de esta falla será de 1.5 h a 5 h,
dependiendo de la causa por la que salió de servicio la
posición o el tiempo que demoren en realizar las maniobras
de despeje de falla.
La Fig. 5.1 que se muestra más adelante, muestra la
subestación Paute - Molino, patio de 230 KV. a estudiarse.
Para el cálculo de conflabilidad se realizaron varias
consideraciones a saber :
• La subestación Molino patio de 230 KV., se la separó en dos
barras independientes (barra B1-B3 y barra B2-B4),
103
relacionadas entre si por la posición de acoplamiento 5
(Fig. 5.1).
• Al fallar un j aegc de barras, se produce un apagón total,
requ i riéndose p .: lo menos 5 horas en la recuperación de
todo el sistema, si la falla es leve, ya sea por la
realización de maniobras de las posiciones, por ia
verificación de daños, por el ingreso de carga secuencia!,
etc. ; si es grave, el tiempo de despeje de la falla será
mayor.
• La frecuencia de falla de la Posición de Acoplamiento 5
tendrá la mitad del valor de la frecuencia de las otras
posiciones ya que esta sirve a los dos juegos de barras.
• Las Posiciones de carga ATI Y AT2 tienen un valor de
frecuencia de falla 2.5 veces más grande que las otras
Posiciones, por cuanto el manejo de potencia es mayor.
• Se considera que la posición AT2 está funcionando
correctamente, más, como se mencionó anteriormente, esta se
encuentra actualmente en reparación.
• Solamente se considera primera contingencia en los casos a
estudiarse, ya que segunda y demás contingencias pueden ser
despreciables Referencia [8].
• Se asume independencia en la probabilidad de falla de los
componentes, asi como se desprecian los efectos de un
incorrecto funcionamiento de las protecciones Referencia
[8] .
• No se consideran las fallas de los elementos asociados a
las posiciones de interrupción (Transformadores de fuerza y
lineas de Transmisión).
La metodología para calcular las horas anuales fuera de
servicio y ia conflabilidad de la subestación, es la
siguiente (Referencia [35]) :
104
En una tabla se detallan los componentes que pertenecen a una
determinada barra, asi como las frecuencias de falla (A,) , el
tiempo de reparación (Tr) de cada componente y el número de
posiciones (n) o equipos similares que estén asociados con la
La frecuencia de fallas total (FF) de la barra será :
(Ecuación 5.1)
.as horas de interrupción (Hl) será :
(n*A*Tr) (Ecuación 5.2)
Por lo tanto la conflabilidad anual (R) está dada por :
(Ecuación 5.3)8760
Entonces, para encontrar la Conflabilidad anual total de la
subestación se que sumar las horas de interrupción anual de
cada una de las barras estudiadas y aplicar la ecuación 5.3.
105
M 1 M2 P1 P2
A i A A. ; A.-O.OO¡¿ : i -\B
ATu!'
A! x = o coa
PARA FALLA LEVEFIGURA 5.1
BARRA 1-3TABLA 5.2.a
No.
Bl
11
ATI
7
5
COMPONENTE
Barra
Posiciones de líneaPosición de Tran&formadoi138/230 KV
Posición de Transformadoi13,8/230 KV
Posición de Acoplamiento barras1-2
Ái/ano
0,002
0,002
0,005
0,002
0,001
Tr(h)
5
1,5
1,5
1.5
1.5
Número(n)
1
3
1
2
1
II IITOTAL BARRA 1-3
n¿ 1 *Wri/ ano || (h/año)
0,002|| 0.01
().006|| 0,009
0,005
0,004
0,001
0,018
0.0075
0,006
0,0015
0,034
Confiabilidad
0,999998858
0.999998973
0,999999144
0.999999315
0.999999829
0,999996119
BARRA 2-4TABLA 5.2.b
No.
2
12
ATI 2
6
COMPONENTE
Barra
ÁI/año
0.002
Posiciones de linea || 0.002Posición de Transformadoi138/230 KVPosición de Transtbrmadoi13.8/230 KV
0,005
0,002
Tr
(h)
5
1.5
1,5
L.5
Número
(n)
1
4
1
3
TOTAL BARRA 2-4
nÁ.l/año
0,002
nÁTr(h/año)
0,01
0.008|| 0,012
0.005 0.0075
0.006
0,021
0.009
0,0385
Confiabilidad
0,999998858
0,99999863
0,999999144
0,999998973
0,999995605
106
El total de fallas de la subestación será la suma del Total barra 2-J + Total Barra 1-3
TABLA 5.2
TOTAL BARRA 2-4
TOTAL BARRA 1-3
0.021
0,018
0.0385
0.034
0.999995605
0.999996119
[TOTAL SUBESTACIÓN II o,039|| o,o72s|[ 0,999991 724J
Una vez encontrada la 'conflabilidad y horas de interrupción
anual de la subestación Paute - Molino, patio de 230 KV., se
puede analizar la energía que se interrumpe cuando en la
subestación ocurre una falla.
Caso 1. Falla de la barra Bl(Fig. 5.1), en un día tipleo a la
hora de máxima demanda (20':00 h).
Antes de la falla el desalojo de energía por Posición es:
LM1(MW)
LP1(MW)
LRIOB(MW)
= 156.7
= 173.1
- 143.9
PG(MW) = 473.7
= ///* PG (Ecuación. 5.4)
Donde :
EI= Energía interrumpida
HJ= Horas de interrupción anual
107
PG= Potencia interrumpida antes de la falla
Horas de interrupción anual (HI) barra Bl= 0.034 (Tabla 5.2.a)
entonces :
El = 0.034— M73.7MFaño
- H
Año
Caso 2. Falla. en la barra B3 (Fig. 5.1), en un dia tipleo a
la hora de máxima demanda (20:00 h) .
Los datos son iguales al caso anterior, por lo tanto la
MW-Henergía interrumpida será igual a 16.11-
Año
Caso 3. Falla la barra B2(Fig. 5.1), en un dia tipleo a la
hora de máxima demanda (20:00 h).
Antes de la falla el desalojo de energía por posición es:
LM2(MW) - 156.7
LP2(MW) - 173.1
LTOT(MW) - 137.7
PG(MW) = 467.5
Horas de interrupción anual(HI) barra B2= 0.0385 (Tabla
5.2.b), de la ecuación 5.4, entonces:
El = 0.0385 *461.5MWaño
MW-H£7 = 18.0———
A ño
Caso 4. Falla en la barra B4(Fig. 5.1), en un día típico a la
hora de máxima demanda (20:00 h) .
108
Los datos son iguales al caso anterior, por lo tanto la
MW-Henergia Ínterrumpiia será igual a 18.0-
Áño
Caso 5. Falla de las líneas a Pascuales Pl y P2 (Fig.o.l), en
un día típico a la hora de máxima demanda (20:00 h).
La peor situación que puede ocurrir es una desconexión total,
en estas circunstancias la energía perdida será:
LMl(MW) - 156.7 LM2(MW) = 156.7
LPl(MW) = 173.1 LP2(MW) = 173.1
LRIOB(MW) = 143.9 LTOT fMWl = 137.7
PG(MW) = 473.7 PG(MW) = 467.5
PGt(MW) * 941.2
Horas de interrupción anual(HI) barras B1,B2,B3,B4= 0.0725
(Tabla 5.2), de la ecuación 5.4, entonces:
EI = 0.0725— *94l,2MWaño
MW-HEl = 68.24
Año
De manera similar este mismo análisis se realiza con las
alternativas que se plantean a continuación.
5.2 CAMBIO DE LOS SECCIONADORES 289-6B1 Y 289-6B2 POR
INTERRUPTORES
Una alternativa de solución a los problemas planteados, a la
que se le llamará "Alternativa 1", es el cambio de
seccionadores por interruptores en el acoplamiento de las
barras B1-B3 y B2-B4. Para analizar esta alternativa a
109
continuación se realiza un estudio de conflabilidad y el
análisis Costo - Beneficio.
5.2.1 PUNTO DE VISTA OPERATIVO
Al cambiar los seccionadores de acoplamiento 289-6B1 y 289-
6B2 por interruptores, la subestación Paute - Molino quedarla
como se muestra en la Figura 5.2, ubicada más adelante. Las
ventajas que presenta esta alternativa son :
• La maniobrabilidad de la subestación es mejor y puede
trabajar como 4 barras independientes por un periodo corto
de tiempo (el que necesiten las maniobras para despejar las
fallas, hacer mantenimiento, reparar posiciones etc.).
• Al producirse una falla en cualquier barra o Posición se
aislará la barra afectada, mediante el disparo del
interruptor correspondiente, perdiendo únicamente la
energía de la barra aislada.
• El mantenimiento de los interruptores que se establecen en
la alternativa se puede realizar sin interrupción del
servicio eléctrico.
Las consideraciones para la metodología asi como para el
estudio de confiabilidad son las mencionadas anteriormente
{sección 5.1.1) con algunas variaciones:
• La subestación de 230 KV., se la considera como 4 barras
independientes (Bl, B2, B3 Y B4), relacionándose las barras
B1-B2 por la posición de acoplamiento 5.
• Si la falla en una barra es ocasionada por causas leves el
tiempo promedio que se demora en repararla es de 1.5 horas.
• El valor de frecuencia de falla de las Posiciones de
acoplamiento (17 y 18 Fig. 5.2), es la mitad de las demás
posiciones, ya que esta frecuencia de falla se reparte
entre las barras B1-B3 y B2-B4.
no
M I M2 P l P2
A A A A\ o eos : \ o oo£
;:? rj 14 fj\ O 003 ; ' 17
RIOB
A\-vooa
TÜT
A
PARA FALLA LEVEFIGURA 5.2
BARRA 1TABLA 5.3.a
No.
BI
U
ATI
17
5
1
COMPONENTE
Barra
Posiciones de líneaPosición de Transíbnnadoi138/230 KV
Posición de Acoplamiento debarras 1-3Posición de Acoplamiento barras1-2
1TOTAL BARRA 1
ÁI/año
0,001
0,002
0,005
0.001
0,001
1 1
Tr(h)
1.5
1,5
1,5
0
1,5
! 1
Numere(n)
1
2
1
1
1
,
nÁl/año
0.001
0.004
0,005
0,001
0,001
1 11 0,012|
nÁTr(h/año)
0,0015
0.006
0.0075
0
0,0015
0,01 65|
Confíabilidad
0,999999829
0,999999315
0,999999144
1
0,999999829
| 0,999998116
BARRA 3BARRA 1 = BARRA 2 = 0.012 0,0165 0,999998116
TABLA 5.3.h
No.
B3
15
7
17
COMPONENTE
Barra
Posiciones de líneaPosición de Transfbrtnadoi13.8/230 KVPosición de Acoplamiento debarras 1-3
Ál/año
0,001
0.002
0.002
0,001
Tr
(h)
1,5
Numere
(n)
1
nÁl/año
0,001
HÁTr II Confíabilidad
(h/año» ||
0.00 15|j 0.999999829
1.5|| lj[ 0,002|| 0,003|| 0.999999658
1.5
0
2
1
TOTAL BARRA 3
0,004
0,001
0,008
0,006
0
0,0105
0,999999315
1
0,999998801
Hl
BARRA 4
TABLA 5.3.C
No. COMPONENTE
I B4 llBaira16
6
l/año
0,001Posiciones de linea || 0,002
Tr
(h)
Numere
(n)
nÁ,
l/año
nÁTr
(h/año)
Confiabilidad
1,5(1 1 1| 0.00 1|| 0.00 1 5|| 0,999999829)1.5|| 1|| 0,002|| 0.003(1 0,9999996581
ÍT»"™ v\^ ' ranSIOraa°I|| 0,002)1 l,s|| 3¡ 0.00ó|| 0.009(1 0,999998973| Jg ||™>u,.ui^uC «WHKUIUCI.IU u | 00|J1|| Oy j|| oom| Q|| j
II 1 1II II II II II (1
||TOTAL BARRA 4 II 0,0l|| 0,0135|| 0,9999984591
Total de fallas de la subestación sera la suma de: BARRA 1+ BARRA 2+BARRA 3+BARRA 4
TABLA 5.3
[TOTAL BARRA 1ITOTAL BARRA 2(TOTAL BARRA 3
(TOTAL BARRA 4ITOTAL SUBESTACIÓN
H 0,012||
II 0,01211II 0.00811
IL °>oiILIf <MM2£[
0,0165|| 0,999998116|0,0 165 1| 0,99999811610,0105|| 0,999998801|
0,0135|| 0,999998459
0,057)1 0,999993493
Una vez encontrada la conflabilidad y horas de interrupción
anuales de la subestación Paute - Molino, patio de 230 KV.,
se analiza la potencia que se interrumpe cuando la
subestación evacúa energia y ocurre una falla.
Caso 1. Falla de la barra Bl(Fig. 5.2), en un día típico a la
hora de máxima demanda (20:00 h).
Antes de la falla el desalojo de energia por posición es:
LM1(MW) =156.7
LP1(MW) - 173.1
LRIOB(MW) = 143.9
PG(MW) = 329.8
La potencia interrumpida es 329.8 MW. Los 143.9 MW de la
linea Riobamba siguen evacuándose, ya que la Posición 17
aisla la barra afectada.
112
Horas de interrupción anual(HI) barra Bl= 0.0165 (Tabla
5.3.a), aplicando la ecuación 5.4:
El = 0.0165—*329.8Mr
El = 5.44
ano
MW ~HAño
Caso 2. Falla en la barra B3(Fig. 5.2), en un día típico a la
hora de máxima demanda (20:00 h).
Antes de la falla el.,desalojo de energía por posición es:
L M l ( M W ) - 156.7 L R I O B ( M W ) = 143.9
L P l ( M W ) = 173.1
PG(MW) = 329.8
La potencia interrumpida es 143.9 MW. Los 329.8 MW. de las
líneas Milagro 1 y Pascuales 1 siguen evacuándose, ya que la
Posición 17 aisla la barra afectada.
Horas de interrupción anual(HI) barra B3= 0.0105 (Tala 5.3.b)
aplicando la ecuación 5.4:
El = 0.0105año
MW -H£7 = 1.51— — —
A ño
113
Caso 3. Falla la barra B2(Fig. 5.2), en un día típico a la
hora de máxima demanda (20:00 h).
Antes de la falla el desalojo de energía por posición es:
LM2(MW) - 156.7 LTOT(MW) - 137.7
LP2(MW) - 173.1
PG(MW) = 329.8
La potencia interrumpida es 329.8 MW. Los 137.7 MW. de la
línea Totoras siguen evacuándose, ya que la Posición 18 aisla
la barra afectada.
Horas de interrupción anual(HI) barra B2= 0.0165 (Tabla
5.3.a), aplicando la ecuación 5.4:
£7 = 0.0165— * 329.año
MW -H£7 = 5.44———
Año
Caso 4. Falla en la barra B4(Fig. 5.2), en un día típico a la
hora de máxima demanda (20:00 h).
Antes de la falla el desalojo de energía por posición es:
LM2(MW) = 156.7 LTOT(MW) = 137.7
LP2(MW) = 173.1
PG(MW) = 329.8
La potencia interrumpida es 137.7 MW. Los 329.8 MW de las
líneas Milagro 2 y Pascuales 2 siguen evacuándose, ya que la
Posición 18 aisla la barra afectada.
114
Horas de interrupción anual(HI) barra B4 = 0.0135 (Tabla
5.3.c), aplicando la ecuación 5.4:
EI = 0.0135— *137.7A/PFaño
Año
Caso 5. Falla de las lineas a Pascuales (Pl y P2 Fig.5.2),en
un dia. tipleo a la hora de máxima demanda (20:00 h) .
Las barras Bl y B2 dejan de evacuar energía por el disparo de
los 2 interruptores acopladores de las barras B1-B3 y B2-B4,
sin llegar a producirse una desconexión total en la
subestación, situación más desfavorable que puede ocurrir; en
estas circunstancias la energía perdida es:
LM1 y LM2 (MW) = 313.4 LRIOB(MW) - 143.9
T.P1 y T.P?. (MW) = 146.2 T.TOT fMW) = 1 11 . 7
PG(MW) = 659.6 PG(MW) = 281.6
Horas de interrupción anual(HI) barras Bl,B2= 0.033 (Tabla
5.3), de la ecuación 5.4 :
El = 0.033 — *659.6MF
El = 21.77
ano
MW-HAño
5.2.2 FACTIBILIDAD
Para implementar la Alternativa 1 , se requiere el equipo y
las instalaciones que a continuación se describen:
5.2.2.1 EQUIPO BÁSICO
El equipo necesario para esta alternativa es el siguiente :
• Dos interruptora encapsulados en SF6
• Dos seccionadores selectores de barra
• Dos seccionadores de tierra
• Doce transformadores de corriente
• Dos tableros de control de posiciones
• Lote de accesorios para la unión de barras existentes con
la nueva Posición.
• Secciones correspondientes de extensión de barras
• Repuestos
Los equipos tendrán las siguientes características :
INTERRUPTOR TRIFÁSICO
Tensión nominal 245 kV
Frecuencia nominal 60 Hz
Nivel Básico de Impulso 950 kV
Nivel de sobretensión de saniobra 395 kV
Corriente nominal 2000 A
Corta duración 31.5 kAxls
Capacidad de interrupción 31.5 kA
Factor de interrupción 1.3
Tiempo total de interrupción 0.05 s
Presión nominal/mínima a 20°C 6/5.5 bar
Peso del gas por polo 22.5 Kg
Peso total del polo 420 kg
Norma I.E.C. 56
SECCIONADOR TRIFÁSICO
Tensión nominal 245 kV
Frecuencia nominal 60 Hz
116
Nivel Básico de Impulso
Nivel de sobretensión de maniobra
Corriente nominal
Corta duración
Presión nominal/minima a 20°C
Norma
950 kV
395 kV
2000 A
31.5 kAxls
4.5/3.8 bar
I.E.C. 129
SECCIONADOR DE TIERRA. TRIFÁSICO
Tensión nominal
Frecuencia nominal
Nivel Básico de Impulso
Corta duración
Poder de cierre
Presión nominal/minima a 20°C
Norma
245 kV
60 Hz
950 kV
31.5 kAxls
80 kA pico
4.5/3.8 bar
I.E.C. 129
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE
Frecuencia nominal
Nivel de Aislamiento
Corriente Idjn
Corta duración (Ither)
Peso
Presión nominal/minima a 20°C
60 Hz
245/395/950 kV
80 kA
31.5 kAxls
245 kg
4.5/3.8 bar
RELACIÓN
2000MR/5
1200MR/5
1200MR/5
CLASE
C800
C800
0.3 B2
Norma I.E.C. 185
5.2.2.2 DISPOSICIÓN FÍSICA
El patio de 230 KV. de la subestación Paute - Molino, aunque
relativamente es pequeño, permite colocar dos posiciones en
U7
el espacio disponible existente entre la Posición Pascuales 1
y la Posición Riobamba.
5.2.2.3 ESQUEMA DE PROTECCIONES
La implementacíón del esquema de protecciones no reviste
mayor complejidad al incorporar una Posición en cada juego de
barras, ya que únicamente implica cambio de cableado e
incorporación de un Relé por Posición. La inversión del
sistema de protección se incluye en el análisis económico. El
costo de la modificación o cambio de las protecciones cuando
se incorpora el nuevo equipo, se verá en la sección de
Presupuesto (Tabla 5 ,-6) .
5.2.3 ESTUDIO ECONÓMICO
El estudio económico se realiza en base a los Costos y
Beneficios que la alternativa planteada produce en relación
con la conf labilidad de la subestación. Para el efecto, se
considera el presupuesto del equipo necesario y se determinan
los beneficios, que corresponden al costo de la energía que
adicionalmente se pueda evacuar, con la nueva configuración.
5.2.3.1 PRESUPUESTO
El Presupuesto de los equipos de las Posiciones a utilizarse
para esta alternativa se presentan en detalle en la tabla
5.5, el cual se prepara teniendo como base la información
contenida en la Referencia [37].
TABLA 5.5
118
POSICIÓN DE ACOPLAMIENTO
ÍTEM
1
2
3
4
5
6
7
8
EQUIPO
Disyuntor en SF6 -3 fases2000 A. 230 kV
Seccionador aislador 3-fases
CANTIDAD
t
2
Seccionador de puesta a tierra 13-fases !
Transí, de Corriente 2bobinados 1-fase
Barra tripolar para conexión abarra y disyuntor
Panel de Control
Lote de accesorios para uniónde las barras con la posición
Accesorios Auxiliares
6
U
c/u
c/u
c/u
c/u
10 I m
1
1
1
c/u
c/u
c/u
PRECIO0NL (USS)
P. TOTAL(USS)
163 161,0 163 161,0
54393,0
43 293,0
15543,0
5414,0
16500,0
15000,0
20 000,0
1 COSTO F.O.B. DE LA POSICIÓN DE ACOPLAMIENTO
108 786,0
43 293,0
93 258,0
54 140,0
16500,0
15000,0
20 000,0
514 138,0
Para obtener el costo total de la alternativa incluyendo el
montaje, a estos costos F.O.B. se añaden los rubros que
constan Tabla 5,6 (Referencia [2]).
1\
TABLA 5.6
ÍTEM
1
DESCRIPCIÓN
Flete maritimo (6%)
2 ¡Nacionalización y Transporte interno (9%)
3
4
5
6
Equipo Auxiliar (8%)
Supervisión de Montaje (5%)
Montaje
Ingeniería y Administración (15%)
7 ¡ Seguros (5%)
8
9
Costo para coordinación de protecciones
(+) COSTOS F.O.B.
COSTO TOTAL DE LA POSICIÓN
TOTAL (US$)
31 000,0
47 000,0
41 500,0
25 700,0
15000,0
77 000,0
25 700,0
25 000,0
514 138,0
802 038,0
Considerando que son dos las Posiciones a colocarse, se
tiene:
TOTAL DE LA ALTERNATIVA 1: 2 x 802 038 = 1'604 076 US$
5.2.3.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA
La Evaluación Económica se realiza de acuerdo a los
siguientes pasos:
• Se establecen los costos (de inversión y de energía
interrumpida) y los beneficios esperados (por incremento en
la evacuación de energía que se logra obtener con las
nuevas alternativas), comparando la situación actual con la
proyectada.
120
* Para la evaluación cié los beneficios se ha adoptado el
precio de 1000 US5/MWH, que corresponde al costo de la
restricción de la energía para la economia del país.
Esta metodologia se utilizará para las dos posibilidades
propuestas técnicamente factibles.
• Además mas adelante se realiza un análisis de la energia no
suministrada en agosto de 1994. Con ciertas consideraciones
se estima la energía que no se pudo evacuar y el valor del
costo de energía no suministrada.
La energía eléctrica que la central Paute genera es evacuada
por la subestación 'Molino a través de las diferentes
posiciones de línea. El flujo de potencias de estas líneas se
presenta en el anexo 2, para mínima, media [día típico) y
máxima demanda, lo que permite hacer un análisis de energía
evacuada con las diferentes alternativas, en base al estudio
de conflabilidad (sección 5.2.1).
SITUACIÓN ACTUAL ALTERNATIVA 1
(Fig. 5.1) (Fig. 5.2)
0.0725 ^ HI = 0.057año año
C£7=1000-MW-H MW-H
Potencia generada al momento de la falla •para diferentes
demandas de energía :
fj^ = \Q32MW
PG,lm = 500MW
121
Donde :
HI = Horas de interrupción por año
CE I - Costo unitario de energía por Megavatio - Hora
P&MAX = Potencia en un día de máxima demanda
PGmedia = Potencia en un día demanda media
PGuín = Potencia en un día de mínima demanda
Para encontrar el costo total de energía no suministrada
durante la vida útil de los equipos se utiliza la ecuación:
CENS = HI * PG * CEI * FRC (Ecuación 5.5)
FRC =
30FRC =
0.12)30-!(1+0.12)30*0.12
(Ecuación 5.6)
Donde :
CENS = Costo total de energía no suministrada
PG = Potencia generada que se interrumpe
FRC = Factor de recuperación de capital
Costo de capital = 12%
Vida útil - 30
Por tanto:
SITUACIÓN ACTUAL
(Fig. 5.1)
ALTERNATIVA 1
(Fig. 5.2)
CENS (PGMAx) - 602301 US$
CENS (PGmedia) = 433633 US$
CENS (PGmn) - 291813 ÜS$
CENS (PGwAx) = 473533 US$
CENS ÍPGmedia) - 340926 US$
CENS (POnm) = 229425 US$
122
Para ponderar los beneficios considerando las tres
condiciones de carga se asume el siguiente número de horas
para cada condición:
Potencia máxima 4 h
Potencia máxima = 14 h
Potencia máxima = 6 h
TOTAL 24 h/dia
Los beneficios durante la vida útil de los equipos serán la
diferencia de la Situación Actual menos la Alternativa 1.
Asi :
Para Demanda Máxima - 128768 US$M h = 515072 US$-h
Para Demanda Media - 92707 US$*14 h - 1/297898 US$-h
Para Demanda Mínima - 62388 US$*6 h - 374328 US$-h
2'187298 US$-h/24 h
Total de beneficios = 91137 US$
El costo de la Alternativa 1 es de 1'604 076 US$.
Entonces la relación Beneficio/Costo es = O.056
Por lo tanto, desde este punto de vista la inversión no se
recuperaría.
Otra forma de analizar los beneficios que se obtendrían con
la Alternativa 1, sería analizando lo que sucede si ocurre un
daño en las barras o en las líneas, de las siguiente manera:
• Suponiendo que la subestación está desalojando energía un
día Típico(anexo 2, cuadro 2), en la hora pico (660 MW a la
Costa, 282 a la Sierra) y ocurre una falla en las líneas
Molino - Pascuales(346 MW) disparándose los interruptores
123
de estas posiciones, la energía se desalojará por las
lineas Paute - Milagro(660 MW) sobrecargando estas líneas,
actuando los relés de sobrecarga y por tanto disparando los
disyuntores. La salida de Paute - Milagro arrastrará las
demás posiciones produciéndose un apagón total de la
Subestación.
Las pérdidas producidas por esta falla son
Potencia por Línea Paute-Milagro =
Potencia por Línea Paute-Pascuales =
Potencia por Línea Paute-Totoras =
Potencia por Línea Paute-Riobamba =
Potencia hacia Cuenca y Loja =
TOTAL
313.4 MW
346.2 MW
137.7 MW
143.9 MW
81.8 MW
1023 MW
Como se vio anteriormente
Entonces :
Donde
CENS=HI*PG*CEI
El = HI* PG
CENS = £/ * CEI
El = Energía Interrumpida
(Ecuación 5.7)
(Ecuación 5.8)
CENS = \V13MWMW
CENS = r023000WS$ En caso de desconexión total
124
Con la Alternativa 1, las pérdidas serán solamente de la
linea Paute - Pascuales, ya que al existir falla estos
interruptores se disparan automáticamente saliendo los
generadores de la Fase "C" de Paute, sobrecargando Paute -
Milagro y salvando la subestación de la desconexión total.
Por lo tanto el costo de energia no suministrada (CENS) será:
CENS = 346. 2MW * 1000MW
CENS = 346200¿75$
Siendo los beneficios la diferencia de los CENS de la
desconexón total menos los CENS, siendo estos :
CENS = 676800 US $T
Se debe tomar en cuenta que este ahorro se realiza si la
desconexión dura una hora, si el tiempo en recuperarse el
sistema es mayor, el ahorro aumenta.
Para pagar la inversión realizada en esta alternativa el
tiempo que debería estar fuera de servicio sería:
... 1604076HI - - horas
676800
ao
Un aspecto importante que se debe tomar en cuenta es el hecho
de que actualmente si sale de servicio Línea Paute
Pascuales se han programado las protecciones para que también
se disparen 2 generadores de la Fase "C" de Paute, este
125
procedimiento según operadores del CENACE no es seguro y
algún momento puede fallar.
De igual forma se pueden suscitarse problemas similares o de
diferente manera al analizado sin que se pueda maniobrar
adecuadamente en el momento oportuno.
El objetivo de este trabajo no es estudiar todos los
problemas que se presenten en la subestación y que esta
alternativa 1 pueda resolverlo, sino más bien enfatizar en el
hecho de que se necesita mayor protección de la Subestación
Molino y que esta inversión se puede justificar de alguna
manera.
5.3 INCLUSIÓN DE UN INTERRUPTOR DE ACOPLAMIENTO ADICIONAL
Otra alternativa de solución es adicionar un interruptor de
acoplamiento entre las barras B3 y B4, a la que se le llamará
"Alternativa 2". Para analizar esta alternativa a
continuación se realiza un estudio de conflabilidad y el
análisis de Costo - Beneficio.
5.3.1 PUNTO DE VISTA OPERATIVO
Al colocar un interruptor de acoplamiento entre las barras
B3-B4, el esquema de la subestación Paute - Molino, patio de
230 KV.f quedará como se muestra en la Figura 5.3. Las
ventajas que presenta esta alternativa son :
• La subestación puede separarse en dos secciones
independientes, con un esquema de barras cada sección de
doble barra principal con interruptor de acoplamiento,
situación que no es posible obtenerla con el cambio de los
seccionadores 289-6B1 y 289-6B2 por interruptores (sección
5.2) .
126
• De producirse una falla o salida de cualquiera de las
cuatro barras, continúan al menos tres de ellas en
operación en forma permanente, situación que con el esquema
anterior (sección 5.2) ocurrirá únicamente cuando fallen o
salgan las barras 3 ó 4.
La conflabilidad de la subestación Paute - Molino, patio de
230 KV., se analiza de acuerdo a lo realizado en la sección
5.1.1 con algunas consideraciones a saber:
• La subestación es considerada como 4 barras independientes
(81, B2, B3 Y B4) , donde la Posición 5 acopla las barras
B1-B2 y la Posición 19 acopla las barras B3-B4.
• Si la falla de una barra es ocasionada por causas leves el
tiempo promedio que se demora en repararla es de 1.5 horas.
127
PARA FALLA LEVEBARRA 1
TABLA 5.4.a
No.
Bl
COMPONENTE II &|| I/año
Barra 11 0,00111 HPosiciones de línea j| 0,002
ATI
5
Posición de I ranstonnadoimmnKVPosición de Acoplamiento debarras 1-2
0,005
0,001
Tr(h)
1,51.5
1,5
1.5
Numere(")
12
1
1
TOTAL BARRA 1
nÁllano0;0010,004
0.005
0.001
0,011
nXTr(ti/arto)
0,00150.006
0.0075
0,0015
0,0165
Contabilidad
0,9999998290.999999315
0,999999144
0.999999829
0,999998116
BARRA 3BARRA 1 - BARRA 2 = 0.0 U 0.0165 0,999998116
TABLA 5.4.bNo.
B315
7
19
COMPONENTE
BarraPosiciones de lineaPosición de Transfbrmadoin smnKVPosición de Acoplamiento debarras 3-4
Á«IU11U
Tr(h)
0,001|| 1,50,002
0.002
0.001
1,5
1,5
1,5
Numere(n)
11
2
1
nÁl/ano
0,001
nXTr(ti/ano)
0,00150,002|| 0.003
0,004|| °-006
0,001 0,0015
Confiabilidad
0,9999998290,999999658
0,999999315
0.999999829
TOTAL BARRA 3 || 0,008)1 0.0 1 2 H 0,99999863
BARRA4
TABLA 5.4.cNo.
B4
16
6
19
COMPONENTEÁI/aill»
Barra II 0,001
Posiciones de líneaPosición de Iranslormadoin n/ftn KVPosición de Acoplamiento debarras 3-4
0,002
0,002
0,001
ii
Tr
(h)1,5
1.5
1,5
1.5
Número(n)
1
1
3
1
nÁlíaño
nÁTr| (h/año)
0,00111 0,0015
0,002
0,006
0.001
| 0,003
| 0,OU9
0,00 J 5
ilil
TOTAL BARRA 4 II 0,0111 0.015
Confiabilidad
0.999999829
0,999999658
0,999998973
0,999999829
0,999998288
128
Total de fallas de la subestación será la suma de: BARRA 1+ BARRA 2+BARRA 3+BARRA 4
TABLA 5.4
ITOTAL BARRA 1 f| 0,OI1|| 0.0165|| ü.9999981 16|
ITOTALBARRA2 II 0,01 lH O.OI65|| 0,9999981 16|ITOTAL BARRA 3[TOTAL BARRA 4
TOTAL SUBESTACIÓN
0.008H 0.012|| 0.99999863J
0,01
0,040
0,015||_ 0,999998288
0,060 0,999993151
Una vez encontrada la conflabilidad y horas de interrupción
anuales de la subestación Paute - Molino, patio de 230 KV.,
se analiza la potencia que se interrumpe cuando la
subestación evacúa energía y ocurre una falla.
Caso 1. Falla de la barra Bl(Fig. 5.3), en un día típico a la
hora de máxima demanda (20:00 h).
Antes de la falla el desalojo de energía por posición es:
LMl(MW) - 156.7
LP1(MW) = 173.1
LRIOB(MW) - 143.9
PG(MW) = 329.8
La potencia interrumpida es 329.8 MW. Los 143.9 MW de la
línea Riobamba sigue evacuándose ya que las barras B3 y B4
operan como otra subestación independiente.
Horas de interrupción anual(HI) barra Bl= 0.0165 (Tabla
5.4.a), aplicando la ecuación 5.4:
hEl = 0.0165-^-* 329.8AW
El = 5.44-
ano
MW -H
Año
129
Caso 2. Falla en la barra B3(Fig. 5.3), en un día típico a la
hora de máxima demanda (20:00 h) .
Antes de la falla el desalojo de energía por posición es;
LMl(MW) - 156.7 LRIOB(MW) - 143.9
LP1(MW) = 173.1
PG(MW) = 329.8
La potencia interrumpida es 143.9 MW, los 329.8 MW de las
lineas Milagro 1 y Pascuales 1 sigue evacuándose ya que las
barras Bl y B2 operan como otra subestación.
Horas de interrupción anual(HI) barra B3= 0.012 (Tabla
5.4,b), aplicando la ecuación 5.4:
= 0.012— *\43.9MWaño
Año
Caso 3. Falla la barra B2(Fig. 5.3), en un dia tipleo a la
hora de máxima demanda (20:00 h).
Antes de la falla el desalojo de energía por posición es:
LM2(MW} - 156.7 LTOT(MW) - 137.7
LP2ÍMW) = 173.1
PG(MW) = 329.8
La potencia interrumpida es 329.8 MW, los 137.7 MW de la
linea Totoras sigue evacuándose ya que las barras Bl y B2
operan como otra subestación independiente.
130
Horas de interrupción anual(HI) barra B2= 0.0165 {Tabla
5.4.a), aplicando la ecuación 5.4:
El = 0.0165— *329.8AW
El = 5.44
ano
MW -HAño
Caso 4. Falla en la barra B4(Fig. 5.3), en un día típico a la
hora d.e máxima demanda {20:00 h) .
Antes de la falla el desalojo de energía por posición es:
LM2(MW) ' = 156.7 LTOT{MW) = 137.7
LP2(MW) = 173.1
PG(MW) = 329.8
La potencia interrumpida es 137.7 MW, los 329.8 MW de las
líneas Milagro 2 y Pascuales 2 sigue evacuándose ya que las
barras B3 y B4 operan como otra subestación.
Horas de interrupción anual(HI) barra B4 = 0.015 (Tabla 5.4.c)
aplicando la ecuación 5.4:
£7=0.015— *137.7MTaño
^^= 2.06Año
Caso 5. Falla de las líneas a Pascuales Pl y P2 (Fig.5.3),en
un día típico a la hora de máxima demanda (20:00 h) .
El mayor riesgo que la subestación puede tener es que dejen
de evacuar energía las barras Bl y B2.
En estas circunstancias la energía perdida será:
131
LM1 y LM2 (MW) = 313.4 L R I O B ( M W ) - 143.9
T.P1 y LP2 ( M W ) = 146.7 LTOT ÍMftM = 1 17 . 7
PG(MW) = 659.6 PG(MW) = 281.6
Horas de interrupción anua l (HI ) barras 81,62 = 0.033 (tabla
5 . 4 . a ) , de la ecuación 5 . 4 :
El = 0.033— * 659.6MF
£7 = 21.77
ano
MW-HAño
5.3.2 FACTIBILIDAD
Para implementar la Alternativa 2 , se requiere el equipo y
las instalaciones que a continuación se describen:
5.3.2.1 EQUIPO BÁSICO
El equipo necesario para esta alternativa es el siguiente :
• Un interruptor encapsulado en SE6
• Dos seccionadores selectores de barra
• Dos seccionadores de tierra
• Doce transformadores de corriente
• Un tablero de control de Posición
• Lote de accesorios para la unión de barras existentes con
la nueva Posición.
• Secciones correspondientes de extensión de barras
• Repuestos
Los Equipos tendrán las siguientes características :
INTERRUPTOR TRIFÁSICO
Tensión nominal 245 kV
132
Frecuencia nominal
Nivel Básico de Impulso
Nivel de sobretensión de maniobra
Corriente nominal
Corta duración
Capacidad de interrupción
Factor de interrupción
Tiempo total de interrupción
Presión nominal/mínima a 20°C
Peso del gas por polo
Peso total del polo
Norma
60 Hz
950 kV
395 kV
2000 A
31.5 kAxls
31.5 kA
1.3
0.05 s
6/5.5 bar
22.5 Kg
420 kg
I.E.C. 56
SECCIONADOR TRIFÁSICO
Tensión nominal
Frecuencia nominal
Nivel Básico de Impulso
Nivel de sobretensión de maniobra
Corriente nominal
Corta duración
Presión nominal/minima a 20°C
Norma
245 kV
60 Hz
950 kV
395 kV
2000 A
31.5 kAxls
4.5/3.8 bar
I.E.C. 129
SECCIONADOR DE TIERRA TRIFÁSICO
Tensión nominal
Frecuencia nominal
Nivel Básico de Impulso
Corta duración
Poder de cierre
Presión nominal/mínima a 20°C
Norma
245 kV
60 Hz
950 kV
31.5 kAxls
80 kA pico
4.5/3.8 bar
I.E.C. 129
133
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE
Frecuencia nominal
Nivel de aislamiento
Corriente Idjn
Corta duración (Ither)
Peso
Presión nominal/mínima a 20°C
60 Hz
245/395/950 kV
80 kA
31.5 kAxls
245 kg
4.5/3.8 bar
RELACIÓN
2000MR/5
1200MR/5
1200MR/5
Norma
CLASE
C800
C800
0.3 B2
I.E.C. 185
5.3.2.2 DISPOSICIÓN FÍSICA
Como se indicó anteriormente, es posible colocar dos
posiciones entonces, con mayor razón una, en el espacio
existente entre la Posición Pascuales 1 y la Posición
Riobamba.
5.3.2.3 ESQUEMA DE PROTECCIONES
El esquema de protecciones, por lo expuesto en la sección
5.2.2.3, se incluye en el análisis económico, o sea, el costo
de la modificación o cambio de las protecciones se expone en
la sección de Presupuesto (Tabla 5.6).
134
5.3.3 ESTUDIO ECONÓMICO
Se lo analiza de manera similar al realizado en la sección
5.2.3.
5.3.3.1 PRESUPUESTO
El Presupuesto de los equipos de esta alternativa se presenta
en detalle en las tablas 5.5 y 5.6 de la sección 5.2.3.1, el
cual se prepara teniendo como base la información contenida
en Referencia [37] y Referencia [2], Por lo tanto el valor de
la alternativa será:
TOTAL DE LA ALTERNATIVA : 802 038 US$
5.3.3.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA
La Evaluación Económica se realiza en base a los pasos
expuestos en la sección 5.2.3.2. y también se realiza un
análisis de la energía no evacuada, en base al estudio de
ccnfiabilidad (sección 5.3.1).
SITUACIÓN ACTUAL ALTERNATIVA 2
(Fig. 5.1) (Fig. 5.3)
= 0.060año año
CAY = 1000 US$ CE! = 1000- US$MW-H MW-H
Potencia generada al momento de la falla para diferentes
demandas de energía :
135
- 1032MT
= 743MW
= 5WMW
Aplicando la ecuación 5.5:
CENS- HI * PG* CEI* FRC
Se tiene:
SITUACIÓN ACTUAL
(Fig. 5.1)
ALTERNATIVA 2
(Fig. 5.2)
CENS
CENS
CENS
- 602301 US$
= 433633 US$
= 291813 US$
CENS (PGwAx) - 498456 US$
CENS (PGmedia) = 358869 US$
CENS (PGmn) - 241500 US$
Para ponderar los beneficios considerando las tres
condiciones de carga se asume el siguiente número de horas
para cada condición:
Potencia máxima = 4 h
Potencia máxima = 14 h
Potencia máxima = 6 h
TOTAL 24 h/dia
Los beneficios que se obtienen durante la vida útil de los
equipos será la diferencia de la Situación Actual menos la
Alternativa 2r asi:
136
Para Demanda Máxima - 103845 USS*4 h - 415380 USS-h
Para Demanda Media - 74764 US$*14 h - lf046696 US$-h
Para Demanda Mínima = 50313 US$*6 h - 301878 US$-h
1'763954 US$-h/24 h
Total de beneficios - 73498 US$
El costo de la Alternativa 2 es de 802 038 US$.
Entonces la relación Beneficio/Costo es = 0.092
Por lo tanto, desde este punto de vista la inversión no se
recuperaría.
Otra manera de analizar los beneficios que se obtienen con la
Alternativa 2 sería estudiando lo que sucede si ocurre un
daño en las barras o en las líneas, de la siguiente manera:
• Si se adopta la opción de abrir los seccionadores de
acoplamiento 289-6B1 y 289-6B2, la subestación Molino
funcionará como dos subestaciones independientes de doble
barra principal con interruptor de acoplamiento ; esta
alternativa operaría la subestación con una mejor
conflabilidad y operatividad; así, si se presenta el
problema expuesto en la sección 5.2.3.2 no se produciría la
desconexión total, ahorrando 676800 US$ y recuperando la
inversión en la mitad del tiempo de la alternativa 1 :
... 802038HI = horas
676800
año
137
Este valor de interrupción será anual y tiene la posibilidad
de ocurrir en cualquier momento.
Otro de los criterios que respalda esta alternativa es la
Ref. [38] , que expresa: "para el caso de falla o salida de
cualquiera de las cuatro barras. Continúan ai menos tres de
ellas en operación. Además, cuando Paute opere como dos
centrales independientes la subestación Molino se dividiría
en dos secciones permanentes donde cada una de ellas
funcionarla como doble barra principal, configuración que no
es posible tenerla con la alternativa 1".
5.4 COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS
De los resultados obtenidos anteriormente se establece lo
siguiente:
• La subestación Paute - Molino, patio de 230 KV., mejora la
conflabilidad y disminuye las horas de interrupción anual.
Un resumen de estos resultados se presenta en las tablas
5.7 y 5.8.
TABLA 5.7
CARACTERÍSTICA SIT. ACTUAL f
Confíabilidad ¡ 0,99999 1 724 [_
Horas de Int. Anuales 0,0725 1
ALT. 2 EVT.
0,999998116
0,057
ALT. EVT. ACOP.
0,999993151
0,06
TABLA 5.8
CARACTERÍSTICA
Confíabilidad
Horas de Int Anuales
ALT. 2 EVT.
0,0006392%
21738%
ALT. EVT. ACOP.
0,0001427%
17,24%
138
La energía interrumpida con las diferentes alternativas se
detalla en la tabla 5.9.
TABLA 5.9
CARACTERÍSTICA SIT. ACTUAL
MWH/AÑOCasoCasoCasoCasoCaso
1 | 16,112 1 16,113 1 18.0C
ALT. 2 INT. .ALT. EVT. ACOP.
MWH/AÑO MWH/AÑOJ 5,441 5,44
1 U511 1,731 5,441 5,44|
4 I 18,00) 1,86| 2,06|5 1 68,24 I 21,771 2l,77[
Al hacer un análisis global de estos resultados, se observa
un mejoramiento de conflabilidad, horas interrumpidas anuales
y energía interrumpida, en las dos alternativas, más esto no
es suficiente para justificar la inversión a realizarse.
A continuación se realiza un análisis con el fin de demostrar
que aunque económicamente no se justifica la inversión es
útil en determinadas circunstancias, en las cuales la
maniobrabilidad y operación de la subestación pueden ser de
fundamental importancia.
En el mes de agosto de 1994 en la subestación Paute - Molino
patio de 230 KV. , se produjeron fallas en las lineas a
Milagro y en las barras de la subestación, situación descrita
en capítulos anteriores. Por la configuración que tiene la
subestación no se pudo efectuar de una manera óptima la
evacuación de energía, lo que ocasionó grandes pérdidas que
se analizan a continuación.
Los datos de Producción de Energía se obtienen de la Ref.
[39] y son :
139
TABLA. 5.10
PRODUCCIO DEL MES DE AGOSTO Y SEPTIEMBRE DE 1994
1 DÍA 1 PRODUCCION| | (MW-H)
1 1 I2 I3 »
1 4 1
5 Si 6 |
DÍA I PRODÜCCION J 1 PRODUCCION| (MW-H) 1 1 (MW-H)
13 730|| 17 |
14019| 18 |
14 159|_I?_|1441111 823
20 |
21 I893SJ 22 |
1 7 | 7527» 23 |
8 11 9 |
1 M 11 12 |
13 |14 |
15 I16 |
9845|10908|10 061 1
24 |25 I26 |
U 153|| 27 |108131 28 110361|886l¡
10945|11 491
29 I30 1
31 I
1
12911| 1 |13001| 2 |133241 3 |11400| 4 j9253! 5 |
125081 6 I158211 I14885J I149861 ]15224| I14197| |116291 |
5519J |7 829| |7801| I
1 1
8771880983797575
10546
Para estimar cuanta energía se perdió durante los días
6,7, 8, 9,10,11,12,13,29,30,31 de agosto y los días 1,2,3,4 de
septiembre debido a la disminución de la producción por las
fallas y equipos fuera de servicio, se han tomado dos
consideraciones:
Consideración 1. Un estimado de 12500 MW-H promedio diario
que genera una pérdida de energía de :
140
TABLA 5.11
PERDIDAS DE ENERGÍA DE
DÍAPERDIDAS
(MW-H)DÍA
6 | 3 5621 29
7 4973¡ 30
PERDIDAS(MW-H)
6981
4671
8 | 2655| 31 | 4699|
9 1 592
10 ¡ 2439Í
| 11 1 - 1347|
1 12 1 16871
13 2139|
1994
DÍA PERDIDAS(MW-H)
1 1 3 729
2 3691
3 1 4121
U 4 4925
1 1 1
1 1
1 1
TOTAL 53211
La energía que no se pudo evacuar es de 53211 MW-H, o lo que
es lo mismo 53'211000 US$
Consideración 2. Un estimado de 11500 MW-H promedio diario
que genera una pérdida de:
TABLA 5.12
PERDIDAS DE ENERGÍA DE 1994
DÍAPERDIDAS
(MW-H)I 6 1 2562
7 3973
DÍAPERDIDAS f PERDIDAS
(MW-H) (MW-H)29 I 598l| 1 1 2729
30 | 3671J 2 2691
8 i 1655| 31 | 3699| 3 | 3 121
9 1 592| [ | 4 ] 3925
10 i 14391
11 i 34?I
l Ii i
12 | 6871 1 I
13 1 139¡ TOTAL 1 38211
La energía que no se pudo evacuar es de 38211 MFf-H. o lo que
es lo mismo 38'211000 US$.
141
Siguiendo con el análisis:
De la ecuación 5.8:
CENS=EI*CEI
Se tiene:
CENSEI =
CEI
En este caso CENS es igual al valor de la inversión de la
Alternativa 1 = 1'604076 US$, por tanto:
„ 1604076 t/S$El =
1000 t/S$/MW-H
= \6Q4.Q76A4W-H
Esto significa que con una pérdida de energía de 1604.05 MW-H
se recuperaría la inversión y si se compara con lo que se
perdió en 1994, tomando la primera consideración (12500 MW-H)
se obtiene el porcentaje de energía interrumpida con el cual
se hubiese cubierto el valor del equipo de la alternativa 1 :
1604.076 MW-H--53211 MW-H
%REC = 3.01%
Comparando con la segunda consideración (11500 MW-H) se
tiene :
38211 MW-H
%REC = 4.2%
142
CONCLUSIÓN:
En las dos consideraciones: estimado de 12500 MW-H promedio
diario y estimado de 11500 MW-H promedio diario. El
porcentaje encontrado es sumamente bajo. Por tanto de volver
a ocurrir un caso al antes descrito, los beneficios superaran
ampliamente la inversión a realizarse y como existe el
antecedente de fallas que ocurrió aproximadamente a los 10
años de operación de la subestación, otras similares pueden
ocurrir en cualquier momento, por fallas en las lineas,
pérdida de estabilidad en el Sistema Nacional Interconectado,
sabotajes, etc.
CAPITULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES6.2 RECOMENDACIONES
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICASANEXOS
143
CAPITULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
• Los equipos de maniobra de la subestación Paute - Molino,
patio de 230 KV., cumplen con las normas internacionales
C.E.I. y las simulaciones digitales en el EMTP realizadas por
INECEL demuestran que este equipo esta diseñado
convenientemente contra sobrevoltajes, sean estos de orden
atmosférico como de maniobra
• La falla del seccionador 289-6B1 se debe a que según la norma
internacional C.E.I. 1259 de 1994 están diseñados para abrir
corrientes capacitivas del orden de los 250mA. y al realizar
mediciones en las barras estas corrientes se encuentran en el
orden de los 500 mA.
• En la ampliación del patio de 230 KV. de la subestación Paute
Molino, no se considero la magnitud de la corriente
capacitiva que los seccionadores 289-6B1 y 289-6B2 tendrían
que soportar al accionarlos en el momento en el cual las
barras se encuentren energizadas pero sin corriente de carga.
• la conclusión a la que llegó INECEL con respecto a la
maniobrabilidad de los seccionadores, es operarlos con barra
muerta, o sea, las barras no deben tener voltaje ni
corriente.
• Siendo la subestación Paute - Molino la más importante del
Ecuador, no se tiene posibilidad de maniobrar los equipos en
forma efectiva al momento de ocurrir alguna falla en las
barras o fallas similares a las ocurridas en el año 1994. Por
lo que para mejorar la maniobrabilidad y conflabilidad, se
debe adoptar cualquiera de las dos alternativas planteadas en
144
este trabajo: Cambio de los seccionadores 289-6B1 y 289-6B2
por Interruptores e Inclusión de un interruptor de
acoplamiento adicional entre las barras B3-34 en el patio de
230 KV.
• El estudio económico realizado para las dos alternativas
desde el punto de vista de conflabilidad, determina que los
beneficios obtenidos no cubren el costo de inversión de las
alternativas, razón por la que desde este punto de vista
probabilistico no se justifica implementar ninguna
alternativa.' Sin embargo dada la importancia de la
subestación para el pais se considera recomendable adoptar la
alternativa 1 (Inclusión de un interruptor de acoplamiento
adicional entre las barras B3-34 en el patio de 230 KV. ) , y
de esta manera en caso de fallas en la subestación, evitaría
problemas a la economia del país.
• Desde el punto de vista operativo se necesita implementar
cualquiera de las dos alternativas ya mencionadas
anteriormente, las cuales harían que se mejore la
conflabilidad, disminuya las horas de interrupción anual y se
pueda maniobrar la subestación de mejor manera.
6.2 RECOMENDACIONES
• Al construirse una subestación o realizar un ampliación, se
debe tener en consideración que el equipo a utilizarse sea de
un solo fabricante de esta forma no se tendrá
incompatibilidad en los equipos ni problemas de diseño por
falta de información del equipo original.
• La alternativa 2 (Inclusión de un interruptor de acoplamiento
adicional) es la más aconsejable de implementarse, ya que
siendo menos costosa que la alternativa 1, en caso de falla o
salida de cualquiera de las cuatro barras, pueden seguir en
145
operación al menos tres de ellas, situación que con el
esquema anterior ocurriría únicamente cuando fallen o salgan
las barras B3 o B4. Además, la central Paute - Molino podría
trabajar como dos subestaciones independientes, donde cada
una tendrá un esquema de doble barra principal con
interruptor de acoplamiento.
Los ingenieros consultados en la central hidroeléctrica Paute
y en el CENACE, coinciden en recomendar la Alternativa 2, por
lo mencionado anteriormente. Además de dar la posibilidad de
abrir en Paute el anillo del S.N.I, situación que en
ocasiones puede ser necesaria debido a la conformación
topológica del S.N.I.
146
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Figura 1. Vista en perfil de un disyuntor de 230 KV.
convencional aislado en SF6/ colocado para la
implementación de la solución emergente en 1994' y
que hasta la actualidad sigue en operación.
Figura 2. Vista en perfil de la Posición de acoplamiento de
230 KV. de la subestación Paute - Molino, patio de
230 KV.
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