CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA
LECCIONES DE SUBESTACIONES
ELECTRICAS
TRABAJO DIRIGIDO, POR ADSCRIPCION, PARA OPTAR EL
DIPLOMA ACADEMICO DE LICENCIATURA EN
INGENIERIA ELECTRICA
POSTULANTE:
JOSE LUCIO ARRAZOLA ALVESTEGUI TUTOR:
ING. PEDRO ETEROVIC GARRETT
COCHABAMBA – BOLIVIA SEPTIEMBRE – 2002
El presente trabajo dirigido por adscripción, consiste en la elaboración del texto base para la materia ELC - 312 “Subestaciones”, que forma parte del pénsum de la Carrera de Ingeniería Eléctrica.
La materia de subestaciones eléctricas es importante en la formación de todo profesional en el área de la ingeniería eléctrica, porque la misma permite que el estudiante conozca: las características de los equipos, tipos de esquemas y diseño de barras, coordinación de la aislación, sistemas de puesta a tierra, especificaciones de los equipos y todo lo referente para un adecuado diseño de una subestación.
El contenido está basado en los apuntes de clases de la materia dadas por el docente y una recopilación bibliográfica. El mismo que contiene temas desarrollados que presentan información necesaria que será de utilidad al estudiante y de bibliografía de consulta a lo largo de su vida profesional.
Los temas abarcados pretenden ser más didácticos y concretos, comparados con la amplia bibliografía existente, posibilitando de esta manera una mejor comprensión y transmisión de los conocimientos al estudiante. También será de provecho para el docente de la materia que podrá contar con este texto como una guía práctica para su docencia.
El trabajo consiste de 16 capítulos, los cuales son: • Sistema interconectado nacional
• Subestaciones eléctricas • Esquema o sistema de barras • Niveles de aislación • Transformadores de potencia I • Transformadores de potencia II • Transformadores de Medida • Interruptores de potencia • Seccionadores • Pararrayos
• Equipos de compensación reactiva • Puesta a tierra de subestaciones • Barras colectoras
• Pórticos y soportes • Sistemas auxiliares • Diseño de Subestaciones
IDENTIFICACION DEL TRABAJO
Nombre Asignatura : Subestaciones
Sigla : ELC - 312
Facultad : Ciencias y Tecnología
Carrera : Ingeniería Eléctrica
Departamento : Electricidad
Prerrequisitos : Instalaciones Eléctricas II
Nivel : Octavo Semestre
Docente : Ing. Pedro Eterovic Garrett
ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO
En las instancias pertinentes, se ha aprobado y reglamentado la ejecución de los “trabajos por adscripción”, consistentes en la elaboración de material didáctico para el mejoramiento de la enseñanza. Esta modalidad proporcionara a la Universidad Mayor de San Simón un medio para encarar la modernización académico-administrativa en el marco del Desarrollo Universitario, que establece la necesidad urgente de poner en aplicación la gestión de cambios a través de la cualificación de los recursos humanos, la construcción de normas y procesos institucionales, la formulación de proyectos y programas de modernización para el fortalecimiento interno.
Los trabajos de elaboración de textos, fueron admitidos dentro del marco regulatorio por la vía de adscripción, como una modalidad alternativa de titulación de modo que el postulante concluya con todos los requisitos que exige la Universidad Mayor de San Simón, para optar el Titulo de Licenciatura.
La titulación por la vía de la adscripción consiste en una Modalidad de Trabajo Dirigido realizado por los estudiantes al interior de alguna de las unidades académico-administrativas de la Universidad Mayor de San Simón de acuerdo a las disposiciones del Reglamento en vigencia y que, al ser satisfactoriamente concluido, habilita al estudiante para tramitar su diploma académico.
Viendo la necesidad de disponer de material base para los estudiantes, que contribuya a una mejor enseñanza, además de cubrir el programa mínimo de la materia; se realizó el texto de “Lecciones de Subestaciones Eléctricas” bajo la dirección del docente, con sugerencias y puntos de vista del postulante.
“Subestaciones Eléctricas” es una materia de suma importancia en la formación del estudiante, abarca temas fundamentales que son la base para un conocimiento sólido del estudiante en formación profesional en el campo de la ingeniería eléctrica.
OBJETIVO GENERAL DEL TRABAJO
Elaborar un texto oficial de la materia de Subestaciones Eléctricas, en base a los apuntes de clases dados por el docente y materiales de consulta existentes, a objeto de mejorar el proceso de aprendizaje de los estudiantes, capacitándolos para el ejercicio profesional futuro de la ingeniería eléctrica.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS DEL TRABAJO
El estudiante a la conclusión de estudio del texto podrá:
Conocer brevemente la historia y formación del Sector Eléctrico Boliviano. Distinguir las subestaciones por su función, nivel de tensión, y tipo constructivo. Diferenciar los diferentes tipos de esquemas de barras.
Comprender la naturaleza y causas de las sobretensiones para aislar adecuadamente los equipos.
Describir ampliamente los transformadores de potencia: sus partes y accesorios, la influencia de la altura a mas de 1000 m.s.n.m. sobre los mismos, pruebas de aceptación y de campo, montaje y puesta en servicio, evaluación económica, y especificación de los transformadores. Además, de describir a los autotransformadores.
Diferenciar y describir los transformadores de potencial, de corriente, y ópticos digitales, conociendo sus características y especificaciones de los mismos.
Conocer los diferentes tipos de interruptores y seccionadores: su funcionamiento, especificación y características generales.
Distinguir los pararrayos, especialmente los de Carburo de Silicio y Oxido de Zinc. Especificar los mismos y realizar una adecuada coordinación de la aislación,
Tener un conocimiento general de los capacitores y reactores.
Realizar cálculos para puesta a tierra de subestaciones y conocer el terreno, los dispersores, conductores de tierra, conectores y accesorios.
Dimensionar las barras rígidas y flexibles.
Tener un conocimiento general sobre los pórticos y soportes. Describir los sistemas auxiliares de corriente continua y alterna. Tener ideas concretas para el diseño de subestaciones eléctricas.
El presente trabajo dirigido, por adscripción, se elaboro en forma conjunta entre el docente de la materia y el postulante, con el propósito de realizar un texto que contenga los temas imprescindibles que los estudiantes deben aprender en el periodo de un semestre.
Primeramente se elaboro entre la dirección de carrera y el docente, los términos de referencia para el trabajo de adscripción, el mismo que fue presentado y aceptado por la Comisión de Proyectos para su ejecución.
Posteriormente se elaboro el índice de los temas contenidos en la materia con sus respectivos títulos y subtítulos, basado en las lecciones que el docente abarca durante un semestre.
Luego, tomando los apuntes de clases de semestres anteriores, realizados por alumnos, y conjuncionado con la bibliografía correspondiente, se realizo la redacción de cada capítulo en forma ordenada de la siguiente manera:
• Se redacto todos los títulos y subtítulos referentes a cada tema en forma ordenada ubicando adecuadamente las ilustraciones, cuadros, tablas y todo lo concerniente de modo que el texto sea lo más entendible posible.
• Concluida esta primera redacción, el docente lo revisó y corrigió de acuerdo a sus conocimientos y libros correspondientes, con sugerencias que luego se aplicaron para una redacción final de cada tema. De esta manera todos los temas del texto fueron desarrollados hasta su culminación.
Finalmente, el docente revisó por completo el texto para evitar probables errores.
Durante la realización del proyecto hubo una reunión de por lo menos dos veces al mes entre el tutor y el postulante a fin de intercambiar ideas y sugerencias, planificar la secuencia de la redacción, corregir errores estructurales o gramaticales, o de cualquier otro interés relacionado al desarrollo y culminación del proyecto.
Se tomó especial cuidado durante el desarrollo de los temas, para así, cumplir con las exigencias requeridas de modo que el texto sea lo más claro, didáctico y resumido posible con los medios y la información disponible a objeto de que tenga el nivel de calidad necesario acorde a una carrera de nivel superior de la UMSS .
Cabe mencionar que algunos temas y recomendaciones no se encuentran en la bibliografía existente, estos son el fruto de la experiencia profesional del tutor.
Aparte de disponer de este texto, es conveniente recurrir a otros libros como bibliografía de consulta, para así profundizar la amplia temática de la materia.
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN SIMON
FCYT
LECCIONES DE
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
EL ESTUDIO DE LOS SISTEMAS DE TRANSFORMACIÓN, MANIOBRA,
MEDICIÓN Y PROTECCIÓN, EN ALTA TENSIÓN, FORMA PARTE DEL
PROGRAMA DE FORMACIÓN DE LOS INGENIEROS ELECTRICISTAS.
ESTAS “LECCIONES”, FRUTO DE MUCHOS AÑOS DE ENSEÑANZA, TIENEN
PÓR OBJETO BÁSICO INTRODUCIR AL ESTUDIANTE, EN LA ESPECIFICACIÓN
DE LOS EQUIPOS INVOLUCRADOS EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE
POTENCIA Y EN EL DISEÑO DE TALES INSTALACIONES.
NO SE TRATA DE UNA PRESENTACIÓN EXHAUSTIVA DEL TEMA, NI DE UN
MANUAL DE DISEÑO, SE HACE ÉNFASIS EN LA DIDÁCTICA DE LOS
CRITERIOS QUE ORIENTAN AL TÉCNICO EN SU TRABAJO Y ESPECIALMENTE
DENTRO DEL ÁMBITO DE APLICACIÓN EN NUESTRO PAÍS.
AGRADEZCO AL SEÑOR JOSÉ LÚCIO ARRAZOLA A., FUTURO COLEGA, POR
SU INVALORABLE COLABORACIÓN EN LA REDACCIÓN DE ESTE TEXTO,
DEDICADO A MIS ALUMNOS Y A LA FACULTAD DE CIENCIAS Y
TECNOLOGÍA DE LA UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN SIMON.
PEDRO ETEROVIC GARRETT
FCYT – UMSS
COCHABAMBA – BOLIVIA
MARZO - 2002
ÍNDICE
Página
CAPITULO I
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
1.1. Introducción 1
1.2. Producción de la energía eléctrica en Bolivia hasta 1960 1
1.3. Ende y el desarrollo del sistema interconectado 3
1.4. Componentes del sistema nacional interconectado 6
1.5. El sector eléctrico boliviano 9
1.6. La energía eléctrica en el año 2000 10
1.7, Exportación de la energía eléctrica 10
CAPITULO II
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
2.1. Definición 12
2.2. Clasificación de las subestaciones 12
2.2.1. Por su función 12
2.2.2. Por su nivel de Tensión 12
2.2.3 Según el tipo constructivo 13
2.3. Elementos que comprenden una subestación 14
CAPITULO III
ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS
3.1. Definición 15
3.2 Esquemas 15
3.3. Criterios para la elección de un esquema en una subestación 15
3.4. Análisis para elegir un esquema 16
3.4.1. Análisis para elegir un esquema de barra simple 17
3.4.2. Esquema de barra con transferencia 19
3.4.3. Esquema de barra doble 20
3.4.4. Esquema de Anillo 23
4.1. Introducción 26
4.2. Sobretensiones 26
4.2.1. Sobretensiones de origen externo 26
4.2.1. Sobretensiones de origen interno 27
4.3. Pruebas de aislación 28
4.4. Tabla de Niveles Básicos de Aislación en función del voltaje máximo 28
4.5. Aislación autorecuperable 30 4.6. Aislación no - autorecuperable 30 CAPITULO V TRANSFORMADORES DE POTENCIA I 5.1. Introducción 31 5.1.1. Parte activa 31 5.1.2. Parte pasiva 32 5.2. Tipo de núcleo 32
5.2.1. Transformadores de potencia de tres columnas 33
5.2.2. Transformadores de potencia de cinco columnas 33
5.3. Transformadores de potencia monofásicos 34
5.4. Arrollamiento terciario 34
5.4.1. Arrollamiento terciario accesible 34
5.4.2 Arrollamiento terciario no accesible 35
5.5. Clases de Aislación 35
5.6. Sistemas de refrigeración 35
5.7. Conexión de los transformadores trifásicos 38
5.8. Accesorios de un transformador de potencia 40
CAPITULO VI
TRANSFORMADORES DE POTENCIA II
6.1. Influencia de la altura de instalación 49
6.1.1. Efectos del enrarecimento del aire 49
6.2. Pruebas que se realizan en los equipos eléctricos 51
6.3. Pruebas que se realizan en los transformadores de potencia 52
6.4. Montaje y puesta de servicio de transformadores 55
6.5. Evaluación económica de los transformadores 57
6.6. Autotransformadores 59
CAPITULO VII
TRANSFORMADORES DE MEDIDA
7.1. Introducción 65
7.2. Transformadores de Corriente 65
7.2.1. Transformadores de Corriente para medición 66
7.2.2. Transformadores de corriente para protección 66
7.2.3. Corrientes nominales de los transformadores de corriente 66
7.2.4. Forma de expresar la relación de transformación 66
7.2.5. Multirelación 67
7.2.6. Tipos constructivos de transformadores de corriente 68
7.2.7. Error en la presición de los transformadores de corriente 69
7.2.8. Potencia de presición 70
7.2.9. Clases de presición de los CTs 70
7.2.10. Polaridad de un transformador de corriente 72
7.2.11. Conexionado de los CTs 72
7.2.12. Especificación de los CTs 73
7.3. Transformadores de potencial 73
7.3.1. Transformador de potencial inductivo 74
7.3.1.1. El error en los PTs 75
7.3.1.2. Clases de presición para PTs 75
7.3.1.3. Potencia térmica 76
7.3.1.4. Conexionado de un PT 76
7.3.1.5. Transformadores de potencial fase - fase 76
7.3.1.6. Especificación de PT inductivo en alta tensión 77
7.3.2. Transformadores de potencial capacitivos 78
7.4. Transformadores de medida óptico digitales 79
7.4.1. Transformadores de corriente ópticos 79
7.4.2. Transformadores de potencia ópticos 80
CAPITULO VIII
INTERRUPTORES DE POTENCIA
8.1. Introducción 81
8.2. Formación del arco eléctrico 81
8.3. Tareas del interruptor 81
8.4. Tipos de interruptores 82
8.4.1. Interruptores de gran resistencia de arco 82
8.7. Interrupción trifásica en corriente alterna 87
8.8. Casos espaciales de interrupción 89
8.9. Tipos de interruptor 92
8.10. Mecanismos de operación y comando de interruptores 99
8.11. Reconexión de interruptores 102
8.12. Reconectador o restaurador (recloser) 103
8.13. Especificación de interruptores 104
CAPITULO IX SECCIONADORES
9.1. Seccionadores de potencia 107
9.1.1. Introducción 107
9.1.2. Componentes de los seccionadores 107
9.1.3. Accesorios de los seccionadores 110
9.2. Seccionador fusible 111
9.3. Seccionadores bajo carga (circuit switcher) 113
CAPITULO X PARARRAYOS
10.1. Introducción general a las sobretensiones 115
10.1.1. Sobretensiones de origen externo 115
10.1.2. Sobretensiones de origen interno 118
10.2. Medidas preventivas contra sobretensiones de rayo 119
10.2.1. Cables de Guardia 119
10.2.2. Mástil pararrayo 121
10.2.3. Bayonetas (pararrayos Franklin) 122
10.3. Medidas represivas contra sobretensiones de rayo 122
10.3.1. Pararrayos 123
Espinterometro o cuerno de arquero 123
Pararrayo de expulsión 124
Pararrayo valvular de carburo de Silicio 125
Pararrayo de oxido de zinc 126
10.3.2. Elección del pararrayo de carburo de silicio 128
10.3.3. Elección de un pararrayo de oxido de zinc 129
10.3.4. Corriente de descarga 130
10.3.5. Margen de Protección 131
CAPITULO XI
EQUIPOS DE COMPENSACIÓN
11.1. Generalidades 136
11.2. Equipos de compensación 137
11.2.1. Capacitores Shunt o en Derivación 138
11.2.2. Capacitores Serie 139
11.2.3. Capacitor Rotatorio 140
12.2.4. Reactores 141
12.2.4.1. Reactores Shunt 142
12.2.4.2. Reactores Serie 142
12.2.5. Compensadores Estáticos de VAR 143
CAPITULO XII
PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES
12.1. Introducción 145
12.2. Clases de puesta a tierra 145
12.3. Objetivos de un sistema de puesta de aterramiento 146
12.4. Tensiones máximas tolerables por el cuerpo humano 146
Tensión de paso 148
Tensión de contacto 149
Tensión de trasferencia 149
12.5. Sistemas de redes de tierra en subestaciones 150
12.6. Componentes de una puesta a tierra 151
12.6.1. El terreno 151
12.6.2. Dispersores y conductores de tierra 157
12.6.3. Conectores y accesorios 157
12.7. Cálculos para una malla a tierra 158
12.7.1. Calculo de la resistencia de tierra 158
12.7.2. Calculo de la máxima corriente de falla a tierra 159
12.7.3. Sección del conductor 161
12.7.4. Calculo de potenciales tolerables por el cuerpo humano 162
12.7.5. Potenciales críticos de diseño 164
12.7.6. Calculo de la longitud mínima del conductor enterrado 166
12.8. Consideraciones en el diseño 166
13.1. Introducción 169
13.2. Tipos de barras 169
13.3. Factores de diseño 170
Corriente nominal 170
Esfuerzos electrodinámicos ejercidos por las corrientes de cortocircuito 171
Efectos térmicos 175
Resonancia 176
Flecha 177
13.4. Aisladores 178
13.4.1. Determinación del número de aisladores en barras flexibles 178
13.5. Accesorios 179
13.6. Ejemplo 180
CAPITULO XIV
PÓRTICOS Y SOPORTES
14.1. Pórticos 185
14.2. Material para la construcción de los pórticos 185
14.3. Cargas sobre pórticos 186
14.4. Soportes para equipos 187
CAPITULO XV
SISTEMAS AUXILIARES
15.1. Introducción 190
15.1.1. Servicios auxiliares esenciales 190
15.1.2. Servicios auxiliares no esenciales 190
15.2. Disposición y ubicación de los equipos 191
15.3. Servicios auxiliares en corriente alterna 191
15.3.1. Determinación de la demanda máxima total 192
15.4. Servicios Auxiliares en corriente continua 192
15.4.1. Baterías 193
15.4.2. Determinación del número de celdas de las baterías 197
15.4.3. Corrientes de corto circuito en corriente continua 197
15.4.4. Cargadores de batería 198
15.4.5. Factores para la selección de cables, interruptores y/o fusibles 199
15.4.6. Tipos de baterías 199
15.5. Alumbrado de subestaciones 204 15.5.1. Iluminación exterior 204 15.5.2. Iluminación interior 204 15.6. Alarmas 205 15.7. Cerco de la subestación 205 15.8. Zanjas y dúctos 205 15.9. Casa de control 205 15.10. Tableros 205 15.11. Control de subestaciones 206
15.11.1. Sistema de control local 206
15.11.2. Sistema de control remoto 206
CAPITULO XVI
DISEÑO DE SUBESTACIONES
16.1. Generalidades 207
16.2. Procedimiento general 207
16.3. Datos preliminares 208
16.4. Selección del sitio 208
16.5. Diagrama unifilar 208
16.6. Niveles de aislación 209
16.7. Planos de licitación 209
16.8. Pliegos de licitación 209
16.9. Planos de ejecución y conformes a obra 209
16.10. Recomendación 209
Bibliografía básica 213
ANEXO A
SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF6
A.1. Las razones para utilizar las GIS 1
A.2. Requerimientos Técnicos 6
B.1. Introducción 10
B.2. Aparatos de alta tensión 11
B.3. Inteligencia distribuida 14
B.4. Mantenimiento cuando es necesario 16
B.5. Beneficios de la nueva tecnología de subestaciones 17
B.6. Menor Costo 20
CAPITULO I
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1.1. INTRODUCCION
En todos los países los sistemas eléctricos están normalmente interconectados, ósea una serie de centrales eléctricas se conectan entre si y con las cargas a través de múltiples líneas de transmisión. Inicialmente los países desarrollaron sistemas aislados que comprendían sistemas diseñados y construidos de acuerdo a las exigencias locales de la demanda de energía eléctrica.
En Bolivia, se dispone de un sistema de interconexión eléctrico denominado: Sistema Interconectado Nacional, pero también existen sistemas eléctricos aislados que no aun están interconectados, principalmente por la baja demanda de energía eléctrica en dichas zonas.
1.2. SITUACION DE LA PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA EN BOLIVIA HASTA 1960
Se describirá la situación hacia 1960 en el ámbito eléctrico de cada uno de los departamentos del territorio nacional.
LA PAZ
En 1888 la EMPRESA FARFAN Y CLAVIJO inauguró el servicio de alumbrado eléctrico con motores a vapor (combustible: taquia) instalados en Challapampita; después de veinte años en 1909 la empresa THE BOLIVIAN RUBBER ENTERPRISES instaló la primera planta de generación hidroeléctrica del departamento de La Paz, ésta central está ubicada en Achachicala cerca de la ciudad y aprovecha las aguas del lago Milluni, la planta tenía tres maquinas de 800 kW y en 1952 se sustituyó una de las maquinas por otra de 2,8 MW.
En 1929 se construyó la primera central de Zongo por la empresa “BOLIVIAN POWER COMPANY” (BPC), esta central hidráulica tenia 3 maquinas: la primera instalada en 1929 con una capacidad de 800 kW, la segunda, nueva, instalada en 1930 también de una capacidad de 800 kW y la tercera instalada en 1948 con una capacidad de 3 MW. La energía generada se transmitía a la ciudad de La Paz con una tensión de servicio de 69 kV.
Hasta 1960 se construyeron adicionalmente las plantas de Botijlaca (3.6 MW), Cuticucho (6.3 MW), Santa Rosa (10 MW), Sainani (9.9 MW), totalizando 38.8 MW instalados en el sistema de generación, con una potencia coincidente de aproximadamente 37 MW.
La Paz ha sido una de las ciudades que menos problemas de energía eléctrica ha tenido hasta la década de los años 60.
ORURO
Oruro es un departamento minero que se abastecía desde las centrales de Miguillas (Miguillas, Angostura, Choquetanga y Carabuco) con una potencia de 19.6 MW y que se encuentran a orillas del rió Miguillas, este rió tiene sus afluentes en la cordillera de Tres Cruces del departamento de La Paz. Estas plantas de la empresa BOLIVIAN POWER COMPANY alimentaban en 69 kV a las minas de
sistema interconectado, ya que en Catavi se tenían las centrales hidráulicas de Lupi Lupi y Chaquiri (2.6 MW) y también centrales térmicas a diesel como Miraflores; estas plantas eran de la EMPRESA MINERA SIMON I. PATIÑO.
Cerca de Catavi, está el dique del “TRANQUE”, que regulaba las aguas para las centrales de Lupi Lupi y Chaquiri, este fue el primer dique de arco que se construyó en Bolivia.
POTOSI
En la mina de Huanchaca se inauguró el primer servicio de alumbrado eléctrico del país, el 1º de Octubre de 1887.
Por los años 20 ya existía una central hidráulica de 1.6 MW, en Cayara, perteneciente a la Familia Soux y que alimentaba a la ciudad de Potosí.
También existían las centrales hidráulicas del Yura sobre el rió Yura, al sur de Potosí, donde se tiene tres centrales: Killpani Landara y Punutuma. Estas plantas generaban 10 MW y alimentaban varias minas de Hoschild y mediante una línea en 44 kV al Cerro Rico de Potosí.
Cuando la ciudad de Potosí tuvo problemas con el suministro de energía eléctrica desde la central de Cayara, se interconectó con las del Yura, pero esta interconexión era problemática, ya que se daba prioridad a las minas.
COCHABAMBA
En 1897 se fundó la “Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba” ELFEC y se inauguró la central hidroeléctrica de Chocaya en Bella Vista, ésta era una central pequeña que tenia dos maquinas de 80 kVA. En 1913 se inauguró la central de Incachaca aprovechando las aguas del rió Málaga, instalándose hasta seis maquinas de 300 kVA ( 1800 kVA aproximadamente). Durante muchos años estas dos centrales abastecieron a la ciudad.
En los años 40 la crisis de energía eléctrica era grave en la ciudad de Cochabamba, las autoridades de aquel entonces tenían la interrogante si seguir invirtiendo o no capital en el tranvía, pues el tranvía necesitaba energía eléctrica y sus maquinas ya estaban con mucho recorrido y había que renovarlas. Por otro lado la población crecía y la demanda de energía sé hacia cada vez mayor, por lo tanto también se necesitaba fondos económicos para ampliar la generación de energía eléctrica. Las autoridades al ver que no se podía financiar ambas necesidades decidieron que el tranvía dejara de funcionar en 1946.
Luego de que el tranvía dejó de funcionar, en la década de los 50 se construyó una central hidroeléctrica en Ushpa Ushpa que aprovechaba las aguas del embalse de La Angostura, esta central tenia dos maquinas cada una de 1 MVA, con el transcurrir del tiempo se tuvo problemas con las aguas turbias típicas del lugar que ocasionaron que esta planta dejara de generar energía.
En 1953 se sustituyeron las maquinas antiguas de Incachaca por una nueva de 2.7 MVA que funcionó hasta fines de la década de los 60.
En la década de 1960 se empezó a generar energía con motores a diesel. Esta central térmica estaba ubicada en la misma ciudad. Resumiendo: Cochabamba hasta los años 60 se abastecía de energía eléctrica de las centrales hidroeléctricas de Incachaca, Chocaya, Ushpa Ushpa y de una central térmica diesel.
CHUQUISACA
La ciudad de Sucre se alimentaba de dos centrales hidráulicas pequeñas con turbinas Francis que estaban sobre el rió Cachimayu, cerca a la ciudad, estas dos centrales eran: Tullma y Duraznillo, ambas tenían una potencia instalada de 400 kVA aproximadamente.
Cuando las turbinas de estas centrales ya no fueron suficientes se instaló la central térmica a diesel, pero no satisfacía la creciente demanda de energía eléctrica.
TARIJA
El problema era aun mayor en la ciudad de Tarija, sé tenia una central hidroeléctrica pequeña en el Angosto con una potencia de 300 kW, también Tarija tenia una pequeña central térmica. Estas centrales eran insuficientes para abastecer la demanda de energía eléctrica.
PANDO Y BENI
En estos departamentos los pobladores lamentablemente no podían contar con un servicio de energía eléctrica, la iluminación en estos lejanos lugares se reducía a mecheros y velas.
SANTA CRUZ
Allí por los años 60 la ciudad de Santa Cruz se alimentaba de una pequeña central a vapor y para éste se quemaba leña, ramas, follaje. Posteriormente se instaló una central térmica a diesel (El Pari) pero que tampoco satisfacían la calidad y la continuidad de servicio que requería la ciudad.
1.3. ENDE Y EL DESARROLLO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Como se puede observar en 1960 la situación era critica en Bolivia, con aproximadamente 120 MVA de generación total, la necesidad de energía eléctrica era cada vez mayor y el servicio no llegaba a satisfacer los mínimos requerimientos.
La economía de Bolivia durante el siglo pasado se basaba fundamentalmente en la explotación minera, durante la década de 1960 la minería representaba para Bolivia el 90 % de las exportaciones totales del país. Debido a esta significativa importancia de la producción minera, el abastecimiento de la energía eléctrica se concentraba principalmente a este sector, pero con muchas deficiencias.
Con el fin de fomentar la industrialización del país se creo la Corporación Boliviana de Fomento
(CBF) y dentro de los diversos proyectos que se contemplaban el principal fue solucionar el problema
de la energía eléctrica, ya que constituía una fuente primordial para mejorar la producción minera y toda actividad industrial.
Ante las exigencias impostergables de abastecimiento de energía eléctrica y con el apoyo de organismos internacionales, se propugno la creación de una entidad de alcance nacional que tenga a su cargo el desarrollo del sector eléctrico en el país en las áreas donde no este presente la iniciativa privada. Esta entidad debía tener una estructura sólida, adecuada capacidad técnica y criterio empresarial, que haga de ella un sujeto de crédito internacional.
El 9 de febrero de 1962, el gobierno de la nación promulgó el decreto supremo N°05999 que dispone la creación de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) en base a la División de Energía de la Corporación Boliviana de Fomento, asignándole entre otras las siguientes funciones:
a) Ejecutar el Plan Nacional de energía en todos aquellos aspectos en los cuales no participe la iniciativa privada.
b) Procurar permanentemente soluciones a las demandas de energía eléctrica.
c) Proceder al estudio, construcción y operación de las plantas eléctricas que junto con las líneas de transmisión, puedan reemplazar los sistemas deficientes y antieconómicos existentes en diferentes zonas del país.
d) Hacerse cargo de la producción, transmisión, distribución compra y venta de energía eléctrica en ciudades y otros centros donde no existe este servicio o donde las organizaciones que lo administran sean inadecuadas para efectuarlo racionalmente, tratando en lo posible de crear cooperativas eléctricas o pequeñas empresas que se encargarían de la distribución en baja tensión de la energía.
e) Ejecutar la programación en detalle de las metas del Plan General de energía eléctrica en las áreas a su cargo, de acuerdo a los lineamientos generales del Plan Nacional de Desarrollo Económico y Social.
La operación de los centros de generación y líneas de transmisión, sé amplio rápidamente como consecuencia del programa de obras que ENDE realizó.
El Sistema Nacional Interconectado se desarrolló de acuerdo a la siguiente secuencia resumida:
1966. ENDE inicia la operación comercial de sus instalaciones a fines de este año con la Central
hidroeléctrica de Corani con dos generadores de 13.5 MW, las subestaciones de Corani, Arocagua Cochabamba y Siglo XX, las líneas en 115 kV de Corani - Arocagua - Siglo XX y su interconexión con el sistema en 69 kV de Miguillas – Oruro – Catavi.
1967. Se inaugura oficialmente la Planta Corani y la línea de transmisión Corani – Cochabamba –
Catavi.
1971. Se inaugura la central térmica a gas de Guaracachi (4 x 3.3MW) y al mismo tiempo entra en
funcionamiento la línea Guaracachi – Warnes en 69 kV, y la nueva red ciudadana.
1973. La central hidroeléctrica de Santa Isabel es inaugurada con dos unidades de 18 MW, y también la
línea de transmisión en 115 kV Santa Isabel – Arocagua.
1974. Entra en funcionamiento en Chuquisaca la Central térmica de Aranjuez (3 x 3 MW) y la línea de
transmisión en 69 kV Potosí – Aranjuez.
1975. Se inicia en Guaracachi la instalación de turbinas a gas de 20 MW (ocho unidades hasta 1991). 1976. En el departamento de Santa Cruz se instala la línea de 115 kV (que opera en 69 kV) Warnes –
Montero – Buena Vista.
1980. Se instala la primera línea de transmisión en 230 kV (que opera en 115kV) Vinto (Oruro) –
Senkata (La Paz).
Se instalan las líneas en 115 kV: Valle Hermoso – Vinto – Catavi, Catavi – Potosí y Potosí – Punutuma – Telamayu, (estas ultimas operando en 69 kV).
La planta Corani se amplia con dos unidades de 13.5 MW y Santa Isabel con una de 18 MW.
1981. Se instala la central térmica de Villamontes con una potencia de 2.3 MW en el departamento de
Tarija.
Se instala la central térmica de Trinidad con una potencia de 5.6 MW en el departamento del Beni.
1982. Se instala la central termoeléctrica a gas de Karachipampa con una capacidad de 14 MW en el
departamento de Potosí.
1983. La central de Santa Isabel se amplia con una unidad mas completando así los cuatro generadores
de 18 MW.
1989. Se inaugura la planta hidroeléctrica de San Jacinto con una potencia de 7.9 MW y la térmica de
Yacuiba con 3 MW.
Se inaugura la línea de transmisión en 230 kV Guaracachi - Santa Isabel, que tiene una longitud de 320 Km.
1991. Se instala la central termoeléctrica de La Tablada con una potencia de 2.8 MW en el
departamento de Tarija.
Se instala la central termoeléctrica de Valle Hermoso en el departamento de Cochabamba (4 generadores térmicos de 20 MW)
Se instala la central termoeléctrica de Cobija con una potencia de 1 MW en el departamento de Pando. Se inaugura la línea de transmisión en 230 kV Corani - Valle Hermoso.
Se inaugura la línea de transmisión en 69 kV Telamayu – Tupiza.
Desde 1987, la operación del SIN se realiza en el Centro Nacional de Despacho de Carga, que cuenta con equipos y programas modernos, de adquisición remota, control y procesamiento de datos y modelos de programación optima de operación del sistema, que fueron desarrollados específicamente para ENDE.
El año de 1995 constituye un año de trascendencia para el Sector Eléctrico Boliviano, al haberse obtenido avances en la reforma y desregulación de la industria eléctrica del país. La transformación se produjo tanto en el marco regulatorio como en el proceso de capitalización de ENDE.
En cumplimiento de la Ley 1544, el proceso de capitalización fue realizado por el Ministerio de Capitalización, la Secretaria Nacional de Energía y de la propia Empresa.
El proceso de capitalización de ENDE, comprende también la división y delimitación de las tres nuevas empresas de generación capitalizadas: Corani S.A., Guaracachi S.A. y Valle Hermoso S.A.. La empresa Corani S.A. administria las plantas de Corani y Santa Isabel.
La empresa Guaracachi S.A. administria las plantas de Guaracachi, Aranjuez y Karachipampa. La empresa Valle Hermoso S.A. administria las plantas de Valle Hermoso y Carrasco.
La transmisión vino privatizada y adjudicada a la empresa española UNION – FENOSA, que es propietaria de la Empresa Transportadora de Electricidad Sociedad Anónima (TDE S.A.)
1.4. COMPONENTES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ( SIN )
El Sistema Interconectado Nacional esta dividido en cuatro Sistemas que por su ubicación geográfica dentro el territorio nacional se los denomina como: Sistema Central, Sistema Sur, Sistema Oriental y Sistema Norte.
A) SISTEMA CENTRAL
ENDE inició la operación comercial de sus instalaciones a fines de 1966 con la Central hidroeléctrica de Corani y la línea Corani - Cochabamba - Catavi, suministrando energía a ELFEC en Cochabamba y a Comibol en Catavi. Se interconectaron así las Centrales Hidroeléctricas de Corani y Miguillas, denominándose a este sistema de interconexión “Sistema Central”. (Ver figura)
Al año 2000, el sistema central comprende las centrales de Corani y Santa Isabel que tienen una potencia de 126 MW, la central de Miguillas dispone de una potencia de 20 MW, la central hidroeléctrica de Kanata tiene una potencia de 7 MW, las centrales termoeléctricas de Bulo Bulo y Carrasco tienen una potencia de 70 MW y 120 MW. Todas estas centrales totalizan una potencia instalada de 343 MW.
B) SISTEMA SUR
Inaugurado en 1974 este sistema de interconexión unía los departamentos de Potosí y Chuquisaca, por el lado de Sucre la tensión se transmitía a Potosí en 69 kV y por el lado del Yura se transmitía a Potosí con una tensión de 44 kV. (Ver figura)
AROCAGUA CATAVI ORURO COLQUIRI MIGUILLAS 2 x 13.5 MW 20 MW 115 kV 115 kV 69 kV 10 kV 10 kV CORANI COCHABAMBA
1966
Al año 2000, en Aranjuez se tiene 7 maquinas dual que están al limite de su vida útil, estas maquinas suman una potencia de 21 MW, también esta en funcionamiento una turbina a gas de 19 MW de potencia. En Potosí se tienen las centrales Hidráulicas del Yura (Killpani, Landara y Punutuma) con una capacidad de 10 MW y la central térmica de Karachipampa con una capacidad de 14 MW. El sistema Sur tiene una potencia instalada de 64 MW. Próximamente se ampliará el Yura con 10 MW adicionales.
C) SISTEMA ORIENTAL
El Sistema Oriental se encuentra situado en el departamento de Santa Cruz. La central térmica a gas natural se encuentra en Guaracachi y empezó a funcionar con 4 generadores de 3.3 MW en el año de 1971. (Ver figura).
En esa época se introdujo líneas con neutro físico para la electrificación rural en 24.94kVÇ/14.4kVU. 10 kV SUCRE 69 kV ARANJUEZ POTOSI 44 kV 69 kV 10 kV YURA 10 MW 3 x 3 MW
1974
WARNES 4 x 3.3 MW 10 kV GUARACACHI 69 kV 24.94 14.4 kVCIUDAD DE SANTA CRUZ
Al año 2000, Guaracachi tiene 10 turbogeneradores a gas natural, ocho generadores de 20 MW y dos de 60 MW, que suman una potencia instalada de 280 MW.
D) SISTEMA NORTE
El Sistema Norte se encuentra en el departamento de La Paz. Comprende principalmente el sistema hidroeléctrico de Zongo y la central termoeléctrica de Kenko.
Zongo es un sistema de varias centrales hidráulicas en serie que aprovechan las aguas del Huayna Potosí, donde se construyó un embalse pequeño que se conoce como el “Lago de Zongo” y se encuentra a una altura de 4600 m.s.n.m., de este embalse se conduce las aguas mediante un penstock hacia la primera central que es la de Zongo mismo.
Zongo tiene en total 10 centrales hidroeléctricas con una potencia instalada de aproximadamente 180 MW, y estas son:
- Central de Zongo. Se encuentra a una altura de 4264 m.s.n.m. y tiene una potencia de 10 MW.
- Central de Botijlaca. Esta planta esta a 3492 m.s.n.m. y tiene una potencia de 6.5 MW. - Central de Tiquimani. Tiene una potencia de 9 MW.
- Central de Cuticucho. Se encuentra a 2697 m.s.n.m., tiene una potencia de 20.4 MW.
- Central de Santa Rosa. Esta planta tiene una potencia de 13 MW y se encuentra a una altura de 2505 m.s.n.m.
- Central de Sainani. Esta planta tiene una potencia de 9.9 MW y esta a una altura de 2210 m.s.n.m.
- Central de Chururaqui. Se encuentra a 1820 m.s.n.m. y tiene una potencia de 26 MW. - Central de Harca. Esta planta se encuentra a una altura de 1480 m.s.n.m. y tiene una
potencia de 27.2 MW.
- Central de Cahua. Esta central se encuentra a una altura de 1145 m.s.n.m., y tiene una potencia de 28.8 MW.
- Central de Huaji. Se encuentra a una altura de 950 m.s.n.m. y tiene un a potencia de 28 MW.
La central termoeléctrica de Kenko dispone de dos turbinas a gas con un a potencia instalada de aproximadamente 30 MW.
Achachicala tiene una potencia de 4 MW.
La Empresa Hidroeléctrica Boliviana tiene una potencia instalada de 6 MW. Se encuentra en él rió Taquesi y sé esta ampliando 80 MW adicionales.
La potencia instalada total de Sistema Norte es de aproximadamente 216 MW.
E) INTERCONEXIONES
En 1966 se realiza la interconexión del Sistema Central entre las empresas de ENDE y la Empresa Bolivian Power Company.
En 1974 se realiza la interconexión de las empresas de ENDE y COMIBOL que formarían el Sistema Sur.
En 1978 se interconectan el Sistema Central con el sistema Sur. En 1979 se interconectan el Sistema Central con el Sistema Norte. En 1989 se interconectan el Sistema Central con el Sistema Oriental.
1.5 EL SECTOR ELECTRICO BOLIVIANO
El sesctor eléctrico Boliviano, esta conformado por los siguientes sistemas: SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) SISTEMAS AISLADOS MAYORES
SISTEMAS AISLADOS MENORES AUTOPRODUCTORES
a) SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN)
El SIN suministra energía a los principales consumidores que se encuentran en los departamentos de La Paz (ELECTROPAZ), Oruro (ELFEO S.A.), Cochabamba (ELFEC S.A.), Sucre (CESSA), Potosí (SEPSA), Santa Cruz (CRE LDTA). También suministra energía a empresas industriales y mineras como la Cooperativa Boliviana de Cemento COBOCE, a la Empresa Minera INTI RAYMI, a la Empresa Nacional de Fundiciones ENAF y muchas otra mas.
En este sistema se encuentra aproximadamente el 85% de la capacidad instalada y de la producción de la energía eléctrica de Bolivia, y una cobertura cercana al 40% de la población.
En el 2000 la potencia instalada correspondiente al SIN fue de 900 MW, con una potencia aparente de 1100 MVA y la energía generada fué de aproximadamente 3700 GWh (3,7 TWh).
b) SISTEMAS AISLADOS MAYORES
Estos operan principalmente en el departamentos de Tarija, Beni, Pando y poblaciones alejadas como Camiri, Valle Grande y otros del departamento de Santa Cruz.
SUBSISTEMA TARIJA
Cerca de la ciudad de Tarija existen 4 centrales interconectadas con una potencia instalada de aproximadamente 18 MW, estas centrales son:
- Central hidráulica El Angosto - Central termoeléctrica Villa Abaroa - Central hidráulica San Jacinto
- Central termoeléctrica La Tablada
En la ciudad de Villamontes se tiene la Central termoeléctrica de Villamontes con una capacidad de 2.3 MW, y en Yacuiba se tiene una central termoeléctrica de 3 MW de capacidad. Ambas plantas están
SUBSISTEMA TRINIDAD
La ciudad de Trinidad se tiene la central termoeléctrica de Trinidad, instalada en 1981 con una capacidad de 6 MW.
Generación comparable se tiene en Riberalta y Guayaramerin.
SUBSISTEMA COBIJA
En Cobija se tiene la central termoeléctrica de Cobija, instalada en 1991 con una capacidad de 5.6 MW.
C) SISTEMAS AISLADOS MENORES
Son sistemas cuya capacidad instalada efectiva es menor a 1000 kW. En su mayoría están conformados por pequeñas cooperativas de servicios eléctricos y de servicios de agua potable al mismo tiempo, ubicados en poblaciones menores.
D) AUTOPRODUCTORES
Los autoproductores son entidades, empresas, o propietarios particulares que generan principalmente para satisfacer sus propias necesidades de electricidad. Su fuente primaria de energía puede ser la hidráulica o térmica (gas natural, diesel o biomasa).
Es notable la autogeneración de los ingenios azucareros y de las refinerías de YPFB.
1.6. LA ENERGIA ELECTRICA EN EL AÑO 2000
A fines del año 2000 en Bolivia existe un total de aproximadamente 1.200 MVA de potencia instalada y 2000 kilómetros de líneas eléctricas en alta tensión (230 kV, 115 kV, 69 kV). El parque de generación térmica cubre el 70% y el parque de generación hidráulica comprende un 30%.
Aproximadamente el 45% de la producción de energía eléctrica del territorio de Bolivia es generada por centrales hidráulicas y el 55% por centrales térmicas. El crecimiento en los últimos 40 años fue del 6% promedio.
Comparativamente, los países vecinos del Brasil y el Perú tienen una potencia instalada de 60.000 MVA y 4.000 MVA respectivamente.
1.7. EXPORTACION DE LA ENERGIA ELECTRICA
En base al gran potencial gasifero del país, se planifica generar energía eléctrica y exportar al exterior, el mercado mas activo es el Brasil. Actualmente se construye en Puerto Suárez una pequeña central de 100 MVA (San Marcos) para venta de energía al sector Brasilero de Corumba.
CAPITULO II
SUBESTACIONES ELECTRICAS 2.1. DEFINICION
Una “subestación eléctrica” es un conjunto de equipos de una instalación eléctrica que nos permiten modificar parámetros eléctricos (frecuencia, tensión, corriente, etc.) y/o modificar la configuración de un sistema eléctrico.
2.2. CLASIFICASIONES DE LAS SUBESTACIONES
Las subestaciones se clasifican por su función, por su nivel de tensión y según el tipo constructivo.
2.2.1. POR SU FUNCION
Se clasifica en las siguientes: Elevadoras o de generación, receptoras o de rebaje, de interconexión, de maniobra y convertidoras.
ELEVADORAS O DE GENERACIÓN. Son subestaciones de centrales eléctricas, cuyo objetivo es
elevar la tensión para la transmisión.
RECEPTORAS O DE REBAJE. Rebajan la tensión para la distribución.
INTERCONEXION. Interconectan sistemas de alta tensión a alta tensión exclusivamente. MANIOBRA. Conectan y desconectan líneas de transmisión mediante interruptores.
CONVERTIDORAS. Estas subestaciones pueden cambiar la frecuencia; o también cambiar la
corriente de alterna a continua o viceversa.
2.2.2. POR SU NIVEL DE TENSION
Se clasifican según los siguientes niveles de tensión: Media Tensión, Alta Tensión, Extra Alta Tensión y Ultra Alta Tensión.
MEDIA TENSION
Tensiones mayores a 1 kV y menores a 60 kV, o tensiones que están entre 1 kV y 45 kV.
En Bolivia se utilizan tensiones de: 6.9kVÇ; 6.9kVU; 10kVÇ; 12kV Ç/ 6.9kV (estrella / neutro físico); 24.9kVÇ/ 14.4kV(estrella / neutro físico); 34.5kVÇ/ 19.9kV (estrella / neutro físico).
- 6.9kVÇ( estrella) se utiliza en Tarija, Cobija y otros menores. - 6.9kVU (delta) se utiliza en La Paz y Oruro.
- 10kVÇ se utiliza en: Cochabamba, Santa Cruz, Sucre y Potosí. Esta tensión esta normalizada
en Europa (50Hz).
- 12kVÇ/ 6.9kV es una tensión usada en La Paz y El Alto.
- 24.9Ç/14.4kV este sistema es trifásico con neutro físico, se utiliza masivamente en la
electrificación rural y suburbana, corresponde a norma Estadounidense.
- 34.5/19.9kV se utiliza en áreas rurales, permite un mayor radio de acción de las líneas. Se tiene
en el Chapare, Larecaja y Santa Cruz (Chiquitos).
ALTA TENSION
Tensiones mayores a 60 kV y menores o iguales a 230 kV, o tensiones que están entre 69 kV y 230 kV.
En Bolivia para la transmisión se utilizan tensiones de: 69kV, 115kV y 230kV.
- 69kv tensión introducida por la Empresa Bolivian Power Company. En Bolivia se tiene 230km
de línea instalada. (Viacha, Matilde, Oruro, La Paz, Huanuni, Catavi, Sucre-Potosí, sud de Potosí, Santa Cruz).
- 115kV este nivel de tensión se tiene instalado en Cochabamba, Oruro, La Paz, Potosí. Es el
nivel de tensión mas usado en Bolivia se tiene 1000km de línea instalada.
- 230kV se tiene la interconexión de Santa Cruz – San José – Valle Hermoso – Vinto. EXTRA ALTA TENSION
Tensiones mayores a 230 kV o tensiones comprendidas entre 345 kV y 700 kV. Para la transmisión se utiliza tensiones de: 345kV, 400kV, 500kV y 700kV. Este nivel de tensión no existe en Bolivia.
ULTRA ALTA TENSION
Tensiones mayores a 700 kV o tensiones comprendidas entre 800 y 1500 kV. Para la transmisión se utiliza tensiones de: 800kV, 1000kV y 1300kV.
Él limite para la transmisión de energía eléctrica en corriente alterna es de 1500 kV, debido a que la distancia entre conductores seria exageradamente grande para soportar las sobretensiones de maniobra y el derecho de vía inobtenible.
En corriente continua se transmite en ±200kV, ±400kV, ±500kV, ±600kV. La transmisión de energía eléctrica en corriente continua es económica para distancias mayores a 600 km o para cables submarinos.
2.2.3. SEGUN EL TIPO CONSTRUCTIVO
A LA INTEMPERIE
Construidas al aire libre, conductores sostenidos por pórticos, construidas con perfil alto o bajo.
Económicamente representa una ventaja aunque, requieren de mayor espacio. Este tipo de subestaciones son usadas mayormente para alta tensión y son muy comunes en Bolivia.
PROTEGIDAS
Construidas y/o ubicadas en lugares cerrados o al interior de un recinto con un cierto grado de protección a agentes externos, o finalmente los equipos son instalados en cubicales.
Los cubicales son sinónimo de alta seguridad. Este tipo de construcción es usada mayormente para el campo de media tensión. En Bolivia se usa típicamente en sectores en media tensión de las subestaciones urbanas.
BLINDADAS O GIS
Los equipos se encuentran encapsulados en gas aislante en espacios reducidos. El gas aislante usado es el hexafloruro de azufre SF6. (Ver Anexo A)
Se justifican en países que tienen ciudades grandes donde el principal problema es el espacio, ya que este tipo de construcciones tiene un costo elevado.
Todo el equipo se encuentra encapsulado en SF6 a excepción de los transformadores. Se los puede
ubicar en sótanos de edificios.
Este tipo de construcciones se usan para el campo de la alta y extra alta tensión.
En Bolivia existe actualmente este tipo en la ciudad de La Paz (Challapampita) que opera desde el año 2000.
2.3. ELEMENTOS QUE COMPRENDEN UNA SUBESTACION ELECTRICA
Se clasifican en elementos principales y secundarios.
ELEMENTOS PRINCIPALES: Transformadores de potencia Transformadores de medida Interruptores Seccionadores Pararrayos
Equipos de compensación (reactores y capacitores) Tableros de mando, control y protección
ELEMENTOS SECUNDARIOS:
Estructuras metálicas
Barras flexibles y rígidas
Sistemas auxiliares (control y servicios)
Cableado (control y potencia)
Sistemas de puesta a tierra
Equipos de comunicación (telecomunicación y telemando) Alumbrado
CAPITULO III
ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS 3.1. DEFINICION
Esquema o sistema de barras es el modo en que los elementos principales de una subestación se conectan entre sí y con el sistema al cual pertenecen.
Existen varios esquemas de barras, aunque los principales son cinco. Su selección esta sujeta a razones técnicas, económicas y subjetivas (políticas de la empresa, calidad en función de la economía, importancia de una subestación, etc.). Lo que se busca o desea es una adecuada seguridad, confiabilidad y eficiencia del sistema.
3.2. ESQUEMAS
Podemos enunciar los siguientes: a) Esquema de barra simple
- Esquema de barra simple sin by pass - Esquema de barra simple con by pass
- Esquema H
b) Esquema de barra con transferencia c) Esquema de barra doble
- Esquema de barra doble con barra de transferencia (Barra Triple) - Esquema de barra doble con doble interruptor
d) Esquema de anillo
e) Esquema de interruptor y medio
3.3. CRITERIOS PARA LA SELECCION DE UN ESQUEMA EN UNA SUBESTACION
Para la selección de un esquema en una subestación se debe hacer un estudio de planificación y del sistema eléctrico; posteriormente, elegir y decidir cual de los esquemas anteriormente mencionados conviene para la construcción de la futura subestación, considerando los siguientes criterios:
a) Seguridad de servicio b) Flexibilidad del esquema c) Importancia de la subestación d) Simplicidad operacional e) Espacio ocupado f) Costo
a) SEGURIDAD DE SERVICIO
En este aspecto se debe tomar en cuenta el comportamiento frente a: - falla en interruptores
- falla en barras
La falla en interruptores es la más probable, en cambio las fallas en barras (corto circuito en barras) son menos probables.
b) FLEXIBILIDAD DEL ESQUEMA
Se toma en cuenta los mantenimientos en interruptores y barras, también las futuras ampliaciones que pueda tener la subestación.
c) IMPORTANCIA DE LA SUBESTACION
Depende caso por caso de la importancia asignada a una subestación dentro del sistema al cual pertenece, el criterio varia País a País y empresa a empresa.
d) SIMPLICIDAD OPERACIONAL
Los esquemas deberían ser lo más simples posible para facilitar la operación y el mantenimiento por el personal.
e) ESPACIO OCUPADO
El espacio ocupado es importante porque no siempre se tiene espacio ilimitado y a un costo accesible.
f) COSTO
Se debe establecer cuanto se puede gastar o invertir desde un punto de vista técnico económico para cumplir con los objetivos.
3.4. ANALISIS PARA ELEGIR UN ESQUEMA
Analizaremos los cinco esquemas bajo los criterios que se mencionaron anteriormente.
3.4.1. ANALISIS DEL ESQUEMA DE BARRA SIMPLE ESQUEMA DE BARRA SIMPLE SIN BY - PASS
Esta es la configuración mas simple, puesto que solo dispone de una barra colectora a la que están conectados todos los circuitos, por medio de interruptores con seccionadores como se observa en la figura.
Seguridad de servicio.- Tiene baja seguridad de servicio porque cuando hay falla y no actúa un
interruptor, sale de servicio toda la subestación (Black-out), lo mismo sucede si ocurre una falla en barras.
Flexibilidad del sistema.- Este esquema no es flexible (es rígido) para realizar mantenimientos en
barras, porque para ello tendría que salir de servicio toda la subestación, y ante un mantenimiento de un interruptor se deja fuera de servicio al circuito al cual pertenece. Lo mismo para hacer ampliaciones.
Importancia de la subestación.- Este esquema se puede usar para subestaciones de poca importancia.
No se puede usar en subestaciones donde la continuidad de servicio es importante, debido a que ante cualquier falla, ya sea en interruptores o barras se tiene que suspender el servicio.
Simplicidad operacional.- Es el más fácil de operar lo cual constituye una ventaja. Espacio ocupado.- Considerando los demás esquemas este es el que menos terreno ocupa. Costo.- Es el esquema más barato, ya que se utiliza la menor cantidad de equipo.
En Bolivia este tipo de esquema es usado por la Empresa Bolivian Power Company.
Interruptor Seccionador
ESQUEMA DE BARRA SIMPLE CON BY - PASS
Es un esquema similar al anterior, cuya única variante son los seccionadores que están paralelos a los interruptores (By – Pass), permitiendo con esto el mantenimiento del interruptor sin cortar la energía a la línea, por lo tanto elevándose la flexibilidad y la confiabilidad.
La gran desventaja es que en el caso de ocurrir una falla en una línea en el momento en que el seccionador “ by pass” permanece conectado, no existirá la protección para la línea y deberán operar los otros interruptores (Respaldo) provocando Black - Out.
El costo de los seccionadores y su instalación son razonables y no influyen mucho en el costo total de la subestación.
Esta configuración, es una de las más utilizadas en el diseño de simples y económicas subestaciones. En Bolivia es muy utilizada en subestaciones urbanas.
ESQUEMA H
Es un esquema de barra simple (operacionalmente seccionada), que se usa en subestaciones de rebaje urbanas o industriales con una línea en entrada y otra en salida y dos transformadores. Puede llevar by-pass en los interruptores de línea y circuit switcher en los transformadores.
3.4.2. ESQUEMA DE BARRA CON TRANSFERENCIA
Este esquema corresponde a uno de barra simple, con la variación de que se añade a la barra principal una barra de transferencia a la cual se conectan los seccionadores by – pass, uniéndose las dos barras mediante un interruptor de transferencia.
Seguridad de servicio.- Mejora la confiabilidad ante fallas en interruptores, ya que el circuito bajo
falla puede ser reconectado a través de el interruptor de transferencia, estando el circuito fuera de servicio solo el tiempo necesario para maniobrar los equipos.
Flexibilidad del esquema.- Se puede hacer mantenimiento de interruptores en el momento que se
desee, al igual que la barra de transferencia. Es un esquema menos rígido que la configuración de barra simple con o sin by - pass, para realizar mantenimientos. Se gana en confiabilidad y flexibilidad.
Opcional Barra de transferencia Barra principal Interruptor de transferencia
Importancia de la subestación.- Utilizado mayormente en subestaciones de generación, ya que
mejora la confiabilidad ante fallas en interruptores, pero se pierde confiabilidad ante fallas en barras.
Simplicidad operacional.- Al existir mayor numero de interruptores y una barra mas, la operación se
hace un tanto más complicada que el de barra simple.
Espacio ocupado.- Se ocupa mayor terreno en su construcción que uno de barra simple.
Costo.- Es mas caro que el de barra simple porque se tiene que incluir un interruptor y una barra mas
en los costos.
Este esquema se aplica generalmente cuando hay mas de cuatro interruptores
En Bolivia se tiene en Guaracachi, Valle Hermoso, Punutuma (subestaciones de generación).
3.4.3 ESQUEMA DE BARRA DOBLE
El esquema de barra doble es una alternativa respecto al esquema de barra de transferencia, cuando se requiere mayor flexibilidad para realizar mantenimientos tanto en barras como en interruptores, ya que se puede utilizar cualquiera de las barras como barra principal y la otra como barra de transferencia. Normalmente trabaja como una subestación de barra simple.
Seguridad de servicio.- En caso de falla en barras o interruptores, se salva media subestación, porque
se comporta como si tuviese dos barras simples. Tiene que haber un equilibrio entre carga y generación para situaciones de falla.
Flexibilidad del esquema.- Permite el mantenimiento total de barras e interruptores. Para hacer
mantenimiento a los interruptores, se puede desocupar una de las barras y esta pasa a ser una barra de transferencia.
Permite hacer ampliaciones. La flexibilidad como la confiabilidad es elevada.
Importancia de la subestación.- Esquema preferentemente usado para la generación. Se usa en
subestaciones de mediana y alta importancia.
Barra principal 1 Barra principal 2 Interruptor de barra
Simplicidad operacional.- Esquema no muy complicado para maniobrar. Espacio ocupado.- El terreno ocupado es relativamente amplio.
Costo.- El costo es mayor que los esquemas anteriores.
En Bolivia se tiene en la subestación de Carrasco en 230 kV. Este esquema es muy usado en Europa y áreas de influencia.
En este tipo de esquema sólo se tiene físicamente salida en un solo lado, y para que tenga salida en ambos costados se debe diseñar una de las barras en C, de modo que rodee a la otra barra.
3.4.3.1. BARRA DOBLE CON BARRA DE TRANSFERNCIA (BARRA TRIPLE)
Este tipo de esquema facilita el mantenimiento de interruptores de la subestación. En Bolivia no existe este tipo de esquemas de barras.
3.4.3.2. ESQUEMA DE BARRA DOBLE CON DOBLE INTERRUPTOR
Este esquema tiene todo duplicado, por lo tanto es mas caro, más complejo, ocupa mayor terreno, etc. Tiene altísima confiabilidad y flexibilidad, si fallara el interruptor no hay ningún problema, si falla la barra esta tampoco.
Se usa en Extra Alta Tensión y en subestaciones de centrales eléctricas nucleares o centrales grandes. Una central nuclear no puede parar de funcionar y quedar sin carga, este esquema resulta ideal para ello. Barra n° 1 Barra n° 2 Barra de transferencia Interruptor de transferencia
3.4.3 ESQUEMA EN ANILLO
En esta configuración cada circuito esta relacionada con dos interruptores, donde la barra colectora es un anillo como se observa en la figura. Para cumplir las funciones de seguridad y de confiabilidad, este esquema debe ser operado con todos los interruptores cerrados, tal como es su operación normal.
Seguridad de servicio.- Permite buena continuidad de servicio, aun en el caso de que falle un
interruptor o un sector de la barra. En caso de falla de un interruptor se abren los interruptores laterales.
Flexibilidad del esquema.- Se puede hacer mantenimiento con problemas parciales en barras, ya que
desde el punto de vista de flexibilidad este esquema es similar al de una barra simple. El esquema en anillo es una construcción rígida para realizar mantenimientos.
Importancia de la subestación.- Se lo utiliza en subestaciones de mediana importancia.
Simplicidad Operacional.- Esquema algo confuso para el operador. Las protecciones son muy
complejas de operar, hacer mantenimientos, etc.
Espacio Ocupado.- El espacio ocupado es razonable porque no se necesita de un terreno amplio. Costo.- Prácticamente se requiere el mismo equipo de una barra sencilla, por lo tanto este esquema no
es muy caro.
Normalmente se construyen anillos de seis para luego pasar al interruptor y medio. El limite de interruptores en anillo es de seis.
3.4.5. ESQUEMA DE INTERRUPTOR Y MEDIO
Esta configuración dispone de tres interruptores por cada dos circuitos, el grupo de los tres interruptores se conecta entre dos barras principales.
Seguridad de servicio.- Esquema con gran confiabilidad solo lo supera el de doble barra doble
interruptor. En caso de falla se desconecta una parte, pero continua el servicio.
Flexibilidad del esquema.- Esquema flexible para mantenimiento de barras e interruptores. Se puede
efectuar la reparación de cualquier interruptor en el momento que se necesite, sin afectar la continuidad de servicio.
Importancia de la subestación.- Se lo utiliza para subestaciones de mediana y gran importancia. Simplicidad operacional.- Es esquema muy complejo para operar, ya que se tiene un mayor número
de protecciones.
Espacio ocupado.- Es uno de los esquemas que más espacio ocupa.
Costo.- Es una de las configuraciones mas caras. Comparando con el de doble barra, requiere una
cantidad mayor de interruptores, aunque una cantidad menor de seccionadores.
CAPITULO IV NIVELES DE AISLACION
4.1. INTRODUCCIÓN
En los sistemas eléctricos a menudo aparecen sobretensiones las que pueden causar la ruptura de la aislación, por tal motivo se deben estudiar la naturaleza y las causas de estas sobretensiones para aislar adecuadamente los equipos y obtener adecuada confiabilidad.
Los aislantes se comportan de diferente forma frente a los diferentes tipos de sobretensiones y el nivel de Aislación requerido para soportar dichas sobretensiones (ST) es el resultado de un compromiso Técnico – Económico entre costo aceptable y confiabilidad obtenida.
4.2. SOBRETENSIONES
Son tensiones anormalmente altas y muy superiores a las nominales ó normales (es aquella tensión a la cual los equipos soportan en forma permanente y para la cual han sido diseñados).
Se dividen en dos tipos de sobretensiones: sobretensiones de origen externo e interno.
4.2.1. SOBRETENSIONES DE ORIGEN EXTERNO (STE)
Son aquellas sobretensiones que se originan al exterior del sistema eléctrico, la magnitud de esta sobretensión no depende del voltaje nominal del sistema eléctrico. Un caso típico son las sobretensiones de rayo debido a descargas atmosféricas.
SOBRETENSIONES DE RAYO (STR)
Son de naturaleza impulsiva y se presentan bajo la forma de una onda unidireccional. La onda de sobre tensión de rayo esta compuesta por: un frente de onda, valor de cresta y cola. Las sobretensiones de rayo son de polaridad positiva o negativa, pero más frecuentemente son de polaridad negativa.
T1: Tiempo de subida de la onda
hasta llegar al valor de cresta VC.
T2: Tiempo hasta llegar en la
Las sobretensiones de rayo duran aproximadamente entre 10 y 100 µseg, frente 1 – 2 µseg, emivalor 50 – 100 µseg.
4.2.2. SOBRETENSIONES DE ORIGEN INTERNO (STI)
Se originan al interior del sistema eléctrico. Su magnitud es proporcional al voltaje nominal del sistema. Se distinguen dos tipos: sobretensiones de maniobra y sobretensiones temporarias.
A) SOBRETENSIONES DE MANIOBRA (STM)
Estas sobretensiones son aperiódicas y amortiguadas, nacen en el sistema por maniobras; especialmente por la apertura y cierre de interruptores. Su duración es de algunos milisegundos.
B) SOBRETENSIONES TEMPORARIAS (STT)
Son las sobretensiones que se que se dan en frecuencia industrial a 50 o 60 ciclos. Estas sobretensiones están producidas fundamentalmente por fallas al interior del sistema mismo. Su duración puede ser de algunos segundos.
4.3. PRUEBAS DE AISLACION
El nivel de aislación de los equipos e instalaciones eléctricas debe asumir un valor normalizado (por razones económicas) para cada tipo de sobretensión y el nivel escogido debe poder ser sujeto de pruebas y certificación en Laboratorios de Alta Tensión.
Estas pruebas se realizan principalmente para determinar si un equipo cumple con la rigidez dieléctrica determinada.
4.3.1. PRUEBA DE AISLACION PARA SOBRETENSIONES DE RAYO
Esta prueba se realiza con la maquina de Marx la cual produce una onda impulsiva normalizada T1/T2 = 1.2/50 µseg que se aplica al equipo bajo prueba, con un valor de cresta correspondiente al nivel
de aislación normalizado. Aplicando esta onda impulsiva normalizada se obtienen valores de aislación normalizados para sobretensiones de rayo denominados con las siglas de BIL.
DEFINICION DE BIL
(Basic Level Insulation = Nivel básico de aislación): Son determinados niveles de aislación estandarizados para la fabricación de equipos y corresponden a valores soportados de sobretensiones de rayo, validos hasta 1000 m.s.n.m.
4.3.2. PRUEBA DE AISLACION PARA SOBRETENSIONES DE MANIOBRA
Estas sobretensiones se dan bajo la forma de una onda oscilatoria amortiguada, la cual no se produce en laboratorio. Para realizar estas pruebas se normalizo una onda de prueba de tipo impulsivo, T1/T2 =
250/2500 µseg que trata de imitar los efectos equivalentes de esta onda oscilatoria amortiguada. Aplicando esta onda normalizada, se obtienen los valores de aislación normalizados denominados con las siglas de BSL (Basic Switching Level = Niveles básicos de aislación a sobretensiones de maniobra).
4.3.3. PRUEBA DE AISLACION PARA SOBRETENSIONES TEMPORARIAS
Este tipo de sobretensiones se da bajo la forma de ondas sinusoidales a frecuencias de 50 o 60 ciclos. Un ejemplo típico de este tipo de sobre tensión es el que se da por efecto Ferranti por el cual una línea capacitiva al final de la misma presenta valores por encima del valor nominal.
Los equipos se pueden probar mediante transformadores que elevan la tensión al valor requerido, que se aplica durante un minuto en seco.
4.4. TABLA DE NIVELES BASICOS DE AISLACIÓN EN FUNCION DEL VOLTAJE MAXIMO
Los valores que se dan como ejemplo en esta tabla son valores normalizados. El Vmáx o voltaje
máximo de operación pueden ser aplicados para varios Voltajes Nominales.
Solo en extra alta tensión aparece la tercera casilla (BSL), pues sólo en esos niveles es necesario tomar prioritariamente en cuenta las sobretensiones de maniobra para el diseño de equipos y sistemas y no se realizan pruebas en frecuencia industrial.
NIVELES BASICOS DE AISLACION PARA PROBAR EQUIPOS (IEC)
Tabla 1
En Vmáx por encima de 170 kV se puede elegir entre varios niveles según las exigencias del diseño. Vmáx (kV) VNominal (kV) BIL kVcresta 1,2/50 µseg KVeff Soportado a 1` 50 Hz BSL (F – T) KVcresta 250/2500 µseg 7.2 6 – 6.9 60 20 - 12 10 – 11 75 28 - 17.5 13,8 – 15 95 38 - 24 20 – 24,9 125 50 - Media Tensión 36 30 – 34,5 170 70 - 72.5 60 – 69 325 145 - 123 110 – 115 550 230 - 145 132 – 138 650 275 - 170 150 – 161 750 325 - Alta Tensión 245 220 – 230 850 950 1050 360 395 1050 - - - Extra Alta Tensión (Ejemplo) 525 500 1300 1425 1550 - - - 1050 1175 1300
4.4.1. OBSERVACIONES
Los generadores y maquinas rotatorias tienen niveles de aislación limitados y no se les aplica el BIL correspondiente a su voltaje nominal porque tienen poco espacio para la aislación.
Los generadores son elementos débiles frente a las sobretensiones y deben protegerse de manera adecuada.
Las líneas de transmisión se aíslan con aisladores para los cuales se usan niveles de aislación diferentes al BIL (V50% o tensión critica de flameo) y definidos para condiciones estándar al nivel del mar.
4.5. AISLACION AUTO RECUPERABLE
Es aquella aislación que después de una descarga de sobretensión, la misma puede volver a recuperar totalmente sus propiedades aislantes. Este tipo de aislación, por lo general aunque no necesariamente, es una aislación externa como los aisladores pasatapa de transformadores, los aisladores tipo platillo, etc.
4.6. AISLACION NO - AUTO RECUPERABLE
Son aquellas aislaciones que después de una falla por sobretensión la misma no se puede recuperar debido a que se daña en forma permanente. Por ejemplo: las bobinas de los transformadores, generadores, motores, etc (aislaciones internas).
