factibilidad de la modernización y repotenciación de las...
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Facultad de Ingeniería Coordinación de Eléctrica y Sistemas
Factibilidad de la Modernización y Repotenciación de las Subestaciones
Eléctricas de Alta Tensión
Giancarlo Villa Rivas
Tutor: Alejandro de Arizón Caracas, marzo 2004
Quien suscribe, en condición de autor del trabajo titulado “Factibilidad de la
Modernización y Repotenciación de las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión”,
declara que: Cedo a título gratuito, y en forma pura y simple, ilimitada e irrevocable a la
Universidad Metropolitana, los derechos de autor de contenido patrimonial que me
corresponden sobre el presente trabajo. Conforme a lo anterior, esta cesión patrimonial
sólo comprenderá el derecho para la Universidad de comunicar públicamente la obra,
divulgarla, publicarla o reproducirla en la oportunidad que ella así lo estime conveniente,
así como, la de salvaguardar mis intereses y derechos que me corresponden como autor
de la obra antes señalada. La Universidad en todo momento deberá indicar que la autoría
o creación del trabajo corresponde a mi persona, salvo los créditos que se deban hacer al
tutor o a cualquier tercero que haya colaborado o fuere hecho posible la realización de la
presente obra.
Autor ………………………………..
C.I. 12.422.818
En la ciudad de Caracas, a los 29 días del mes de Marzo del año 2004
Aprobación
Considero que el Trabajo Final titulado
Factibilidad de la Modernización y Repotenciación de las Subestaciones
Eléctricas de Alta Tensión
elaborado por el ciudadano
Br. Giancarlo Villa Rivas para optar al título de
Ingeniero Electricista
reúne los requisitos exigidos por la Coordinación de Eléctrica y Sistemas de la
Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser sometido a la
presentación y evaluación exhaustiva por parte del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Caracas, a los 29 días del mes de Marzo del año 2004
__________________________ Ing. Alejandro de Arizón
Acta de veredicto
Nosotros, los abajo firmantes, constituidos como jurado examinador y reunidos en
Caracas, el día / / / /, con el propósito de evaluar el Trabajo Final titulado
Factibilidad de la Modernización y Repotenciación de las Subestaciones
Eléctricas de Alta Tensión
presentado por el ciudadano
Br. Giancarlo Villa Rivas
para optar al título de
Ingeniero Electricista
emitimos el siguiente veredicto:
Reprobado ___ Aprobado ___ Notable ___ Sobresaliente ___
Observaciones:
__________________ __________________ _______________ Ing. Alejandro de Arizón Ing. Michele Ricucci Ing. Luis Ceballos
A mis Padres y Hermanos como un honor
a sus esfuerzos y sacrificios.
En honor del nuevo miembro de la familia.
A la memoria de mis Abuelos.
A la memoria de mi tío, el primer Ingeniero de nuestra familia.
“Educar es formar personas aptas
para gobernarse a sí mismas,
y no para ser gobernadas por otros.”
Herbert Spencer
Agradecimientos:
Doy Gracias a Dios por la oportunidad que me dio para la realización de este
trabajo y por haberme rodeado de un grupo de personas dispuestas a ayudarme para el
feliz logro de este.
Agradezco profundamente a mi tutor el Ingeniero Alejandro de Arizón, quien en
todo momento estuvo dispuesto a ayudarme con la mejor de las disposiciones y sin
importar su carga de trabajo, también agradezco enormemente al Ingeniero Rafael
Naranjo, quien siempre me prestó su ayuda y guía, para la realización de este trabajo de
grado.
También agradezco enormemente a los Ingenieros José Virgilio de Andrade,
Alexis Mujica, a mis hermanos Ingenieros Alessandro Villa y Leonardo Villa, y a la Sras.
Concetta Annichiarico y Gisela Mercado, así como a todo el personal que labora en la
compañía ABB y a la Facultad de Ingeniería y a la Coordinación de Eléctrica y Sistemas
de la Universidad Metropolitana.
Lista de Tablas y Figuras
Relación entre los Costos de una Subestación 18
Esquema unifilar de un juego de barra Simple 35
Esquema de un juego de barras seccionables. 36
Esquema de un juego de barras con seccionador “By-pass”. 37
Esquema convencional de doble juego de barras. 38
Esquema de doble juego de barras con doble interruptor. 39
Esquema de doble juego de barras con interruptor y medio por salida. 40
Esquema de Barras Principal y de Trasferencia. 41
Otros Esquemas de Barras Principal y de Transferencia 42
Sistema de tres juegos de Barras 43
Esquema de principio del tipo poligonal o en anillo. 44
Interruptor de aire comprimido de la Subestación Santa Teresa
propiedad de C.V.G. EDELCA 46
Interruptor de SF6 de la Subestación Santa Teresa
propiedad de C.V.G. EDELCA 47
Pararrayos Marca ASEA de la Subestación
Santa Teresa 400 kV Propiedad de C.V.G. EDELCA 48
Seccionador de la de la Subestación
Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA 49
Seccionador con Puesta a tierra de la de la Subestación
Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA 50
Transformadores de Corriente o TC de la Subestación
Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA 52
Transformador de Potencial de la Subestación Santa
Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA 53
Esquema Transformador de Potencial Capacitivo 54
Transformador Óptico diseño de ABB 55
Principio del Transformador Óptico 56
Señal saturada en negro y no saturada en 56
Sistema de Control y Protección Convencional con sus distintos niveles. 60
Sistema de Control Numérico con sus tres niveles de acción. 62
Aumento de la confiabilidad de las tecnologías de los interruptores
con respecto a la de los seccionadores a través de los años. 63
Módulo Compacto HPL Compact 64
Comparación de área entre dos subestaciones de 145kV de tres bahías. 66
Modulo LEM 69
Subestación GIS de 420kV en la fabrica de ABB 70
Vista una Subestación GIS en interruptor y medio de 420kV 71
Subestación GIS y sus distintos Módulos 72
Vista general módulo PASS con doble barra de distribución 73
Modulo PASS Monopolar 75
Tabla de Costos de Fallas Indirectos de acuerdo a la región del país. 81
Consola de SubRel™ 84
Sistema de Transmisión Troncal de C.V.G. EDELCA. 89
Vista General del Patio de la Subestación Santa Teresa. 91
Operación Subestación Santa Teresa 93
Lista de equipos detallada Subestación Santa Teresa 95
Operación Subestación El Tigre 98
Lista detallada de los equipos Subestación El Tigre 100
Tabla de Contenido
Introducción 1
Capitulo I Tema de Investigación 4
1.1.- Delimitación del Tema 4
1.2.- Objetivo de la investigación 5
1.2.1- Objetivos Específicos 5
1.3.- Justificación 6
Capítulo II Confiabilidad 7
2.1.- Concepto de Confiabilidad 7
2.2.- Expresiones Matemáticas Generales de la Confiabilidad 8
2.3.- Concepto de Mantenibilidad 10
2.4.- Cuantificación de la Mantenibilidad 11
2.5.- Concepto de Disponibilidad 12
2.6.- Expresiones Matemáticas Generales de la Disponibilidad. 13
2.7.- Relación entre Confiabilidad, Mantenibilidad y Disponibilidad 15
2.8.- Confiabilidad y Costos 17
2.9.- Métodos de Análisis de la Confiabilidad 19
2.9.1.- Método de Monte Carlo 19
2.9.2.- Método de Markov 20
2.9.3.- Técnica de Frecuencia y Operación 21
2.9.4.- Método de Cortes Mínimos 21
2.9.5.- Modos de Falla y Análisis de Efectos 22
2.9.6.- Análisis de Árbol de Falla 23
2.9.7.- Diagrama de Bloques de Confiabilidad 23
2.10.- Costo del Ciclo de Vida o Life Cicle Cost (LCC) 24
2.10.1.- Expresión Matemática del Costo del Ciclo de Vida 27
2.10.2.- Influencia de la Disponibilidad en el LCC 28
2.10.3- Costos de las Fases del Ciclo de Vida de la Subestación 29
Capitulo III Subestaciones 32
3.1.- Criterios de Elección 32
3.2.- Esquemas de uso frecuente de Subestaciones de Alta Tensión 34
3.2.1.- Barra Simple 34
3.2.2.- Barras Seccionadas 35
3.2.3.- Esquema de Seccionadores en Derivación (By-Pass) 37
3.2.4.- Sistemas con Doble juego de barras 37
3.2.5.- Esquema de doble juego de barras con
duplicación de Interruptores 39
3.2.6.- Esquema de Doble Juego de Barras
con Interruptor y Medio por Salida 40
3.2.7.- Esquema de Barras Principal y de Transferencia 41
3.2.8.- Sistema de tres juegos de barras 42
3.2.9.- Esquema del Tipo de Anillo o Poligonal 43
3.3.- Elementos de una Subestación 45
3.3.1.- Interruptor (Disyuntor) 45
3.3.2.- Pararrayos (Supresor de Alta Tensión) 48
3.3.3.- Seccionador 49
3.3.3.1.- Seccionador con Puesta a Tierra 50
3.3.4.- Transformadores de Medición 51
3.3.4.1.- Transformador de Corriente 51
3.3.4.2.- Transformadores de Potencial 53
3.3.4.2.1.- Transformador de Potencial Inductivo 53
3.3.4.2.2.- Transformador de Potencial Capacitivo 54
3.3.4.2.3.- Transformadores Ópticos 55
3.4.5.- Protecciones 57
3.4.5.1.- Protección de Líneas 58
3.4.5.2.- Protección de Barras 59
3.4.5.3.- Protección de Interruptores 59
3.5.- Sistema de Control 60
3.5.1.- Sistema de Control Numérico 61
3.6.- Tipos de Tecnologías para Subestaciones de Alta Tensión 63
3.6.1.- Tecnología Convencional 63
3.6.2- Subestaciones Compactas 64
3.6.2.1.- Descripción de las Subestaciones Compactas 66
3.6.2.2.- Módulo de Entrada de Línea (LEM) 69
3.6.3.- Subestaciones Encapsuladas 70
3.6.4.- Tecnología Híbrida PASS 74
Capitulo IV Factores Económicos 78
4.1.- Costo de Falla 78
4.2.- Tipos de Costo de falla 79
4.2.1.- Costos de Fallas Directos 79
4.2.2.- Costos de Fallas Indirectos 80
4.3.- Valor Presente Neto 80
Capitulo V Metodología 84
5.1.- Descripción del programa SubRel 86
5.2.- Asunciones 89
5.3.- Subestaciones en estudio 91
5.4.- Descripción Subestación Santa Teresa 400kV 93
5.4.1.- Ubicación Subestación Santa Teresa 93
5.4.2.- Características Técnicas de la Subestación Santa Teresa 93
5.4.3.- Operación Subestación Santa Teresa 400kV 95
5.4.4.- Lista de Equipos Subestación Santa Teresa 400kV 97
5.5.- Descripción Subestación El Tigre 400kV 99
5.5.1.- Ubicación Subestación El Tigre 99
5.5.2.- Características Técnicas de la Subestación El Tigre 99
5.5.3.- Operación de la Subestación El Tigre 400 kV 100
5.5.4.- Lista de equipos Subestación El Tigre 400kV 103
5.6.- Determinación de la Energía No Servida 104
Capitulo VI Resultados 106
6.1.- Presentación de los Resultados 106
6.2.- Análisis de Resultados 118
Capitulo VII Conclusiones y Recomendaciones 122
7.1.- Conclusiones 122
7.2.- Recomendaciones 124
Referencias Bibliográfícas 125
Resumen
Factibilidad de la Modernización y Repotenciación de las Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión
Autor :Giancarlo Villa Tutor: Alejandro de Arizon Caracas, marzo de 2004
Resumen
La red de transmisión troncal de C.V.G. EDELCA de 400 kV, inició operaciones
a principios de la década de los 70’, así las subestaciones que forman parte de esta red,
están alcanzando el final de su vida útil, y comienzan a tener los problemas propios del
fin de su vida útil (problemas de operación, aumento del mantenimiento, fallas,
problemas de suministros de repuestos, etc.) de modo que el reemplazo de sus equipos de
Alta Tensión se hace necesario iniciar su evaluación. Naturalmente, en el transcurso de
los años, desde que iniciaron operaciones las subestaciones de C.V.G. EDELCA,
surgieron nuevas y mejores tecnologías para equipos de Alta Tensión. Tal es el caso de
las tecnologías de tipo Compacto e Híbridas, desarrolladas por la compañía ABB.
Estas nuevas tecnologías presentan entre sus ventajas, menor mantenimiento,
mayor confiabilidad, menor espacio requerido para los equipos, reducción del cableado
de control, entre otras.
Así tomando como referencia el costo del ciclo de vida, de las distintas
alternativas planteadas, es decir, tecnología Convencional, Compacta, Híbrida y
Encapsulada, se evalúan cual de estas es la mejor solución técnico-económica, para el
reemplazo de los equipos de Alta Tensión de las subestaciones Santa Teresa y El Tigre.
1
Introducción
Por muchos años lo concerniente a la confiabilidad de un sistema eléctrico de
potencia era basado en el juicio y en la experiencia del o los ingenieros a cargo del
proyecto. Esto era una vía aplicable si se considera que los sistemas eléctricos de la
época y las primeras Subestaciones no eran de suma complejidad ni de gran tamaño.
Considerando las inmensas dimensiones de los sistemas eléctricos en la
actualidad así como la gran dinámica que estos encierran y lo que significa en un
mercado moderno, cada vez más dependiente del servicio eléctrico, la interrupción
del servicio por una falla o una interrupción programada, hacen del tema de la
confiabilidad de mucha importancia entre los ingenieros, tanto para desarrollar como
para proponer proyectos. La confiabilidad es parte importante dentro del estudio de la
planificación de los proyectos y parte fundamental cuando se evalúa que decisión
tomar entre distintas propuestas.
El desarrollo de las primeras técnicas de confiabilidad, comienzan con la
segunda guerra mundial, debido a las exigencias de ambos bandos en materia de
tecnología militar, se exigía cada vez, mas y mejores armas realizadas con un mínimo
de tiempo y de gran calidad, es así como Werner Von Braun, ingeniero líder en el
proyecto de cohetería militar Alemana, da los primeros pasos dentro del desarrollo
2
del área de la confiabilidad, mejorando la nueva generación de cohetes V2 en relación
a su predecesor V1.
Después de la segunda guerra mundial, los estudios de confiabilidad
continuaron, tanto en materia militar como en materia civil, dentro de esta última, el
área de la electrónica, automotriz, espacial, y nuclear están entre las más
beneficiadas. Hoy en día, los estudios de confiabilidad se realizan sistemática y
rutinariamente en el diseño de equipos y sistemas, con la idea de mejorar la calidad
de los productos. Por nombrar uno de los logros más evidentes del estudio de la
confiabilidad en la tecnología, la NASA mejoró en sus lanzamientos espaciales de
satélites exitosos, de un 28% en el año 1958, a casi un 92% en el año 2000.
Así cuando una subestación está por llegar al final de su vida útil, que según
algunos autores es alrededor de 30 años, se debe hacer un estudio comparativo de las
distintas opciones tecnológicas que se nos presentan y evaluar como será su
desempeño a lo largo de su vida útil.
De este modo es como la Confiabilidad de determinadas tecnologías, influye
enormemente en las interrupciones y las pérdidas económicas innecesarias, por fallas
o interrupciones de suministro, y/o por altos costos de mantenimiento, lo que afecta
directamente el Costo del Ciclo de Vida de la subestación, así el propósito de este
estudio es hacer una comparación entre una solución de tipo Convencional, contra
3
otras de tipo Compacto, Híbrido y Encapsulada, tomando como patrón de referencia
el Costo de Ciclo de Vida total de la subestación.
4
Capitulo I Tema de Investigación
1.1.- Delimitación del Tema
En este trabajo de investigación se presenta una metodología basada en el
análisis del costo del ciclo de vida para evaluar la modernización o repotenciación de
subestaciones existentes. Con esto, se pretende evaluar no solo varias alternativas
para las subestaciones sino también el tiempo de vida útil, su desempeño y sobre todo
la factibilidad de aplicación de las nuevas tecnologías. Entre estas están las de tipo
compacto, tecnología que ofrece en un mismo módulo para una S/E, el interruptor, el
seccionador y el transformador de corriente. Estas tecnologías traen como ventaja un
ahorro considerable en el espacio para la subestación (lo que se traduce en menor
cableado para el caso de una reemplazo) así como también, entre otras cosas, mayor
confiabilidad y más facilidad en el momento de prestarle mantenimiento al equipo.
También se considerará para cada solución, la aplicación de protecciones y control
numérico. Como caso de aplicación se evalúan la subestación Santa Teresa 400 kV de
la empresa C.V.G. EDELCA.
El estudio se realizará en base a valores estadísticos publicados por agentes
con amplia experiencia y registros a nivel mundial, como son Cigrè (Conseil
International des Grands Réseaux Électriques) y CEA (Canadian Electricity
Association), además las técnicas de Confiabilidad y Disponibilidad que son base del
estudio han sido ya comprobadas exhaustivamente a través de la experiencia.
5
1.2.- Objetivo de la investigación
Plantear la metodología de estudio y comparación, basándose en análisis del
costo del ciclo de vida de las subestaciones, para su posterior reemplazo total
(utilizando tecnologías de tipo compactas o convencionales), según amerite el caso.
1.2.1- Objetivos Específicos
- Recopilación de Antecedentes Teóricos.
- Formulación y desarrollo de métodos de evaluación del estado de las
subestaciones.
- Análisis e interpretación de los métodos de estudio.
- Determinación del costo del ciclo de vida de la subestación realizando un
estudio comparativo entre un esquema de tipo convencional y un esquema de
tipo compacto.
- Conclusiones y recomendaciones sobre la aplicación de las nuevas
tecnologías.
6
1.3.- Justificación
Las empresas eléctricas en Venezuela, y entre ellos “C.V.G. Electrificación
del Caroní C.A.” poseen en la actualidad subestaciones cuyos equipos se acercan al
borde de su vida útil, previstos según su diseño original. Para estas empresas es
fundamental en estos momentos, evaluar como modernizar los equipos en sus
subestaciones. Sin embargo a veces se presenta el dilema sobre que es más
conveniente en el caso particular de cada subestación, si el reemplazo por nuevas
tecnología o la “repotenciación” de los mismos.
Para esto, la empresa ABB, ofrece una nueva gama de tecnologías para las
subestaciones de alta tensión, sin embargo, debe establecerse para Venezuela la
metodología apropiada, para la estimación de lo que resulta más conveniente en cada
caso.
La importancia de esta propuesta se basa en que no existen en el país estudios
que consideren que es lo más conveniente desde el punto de vista tanto tecnológico
como económico, así como de factibilidad, para la modernización de los equipos
existentes en las subestaciones de Alta Tensión.
7
Capítulo II Confiabilidad
2.1.- Concepto de Confiabilidad
Se define como confiabilidad la capacidad de un equipo para que realice
determinada función ininterrumpidamente, dentro de los parámetros establecidos para
los cuales fue diseñado, y dentro del tiempo de vida útil establecido. La confiabilidad
se expresa en los llamados índices de confiabilidad, que son valores estadísticos que
reflejan la confiabilidad de un equipo; en subestaciones estos índices dependen de
factores como frecuencia de fallas, tiempo de reparación y tiempos de restauración,
que tienden a ser de naturaleza fortuita, por lo cual se describen de manera
estocásticas en casos de falla o de manera determinística para determinar
interrupciones por mantenimientos. Así evaluando la confiabilidad y la disponibilidad
con los costos, se puede escoger un planteamiento adecuado para determinado
proyecto que reporte la mayor cantidad de beneficios posibles con una inversión
determinada.
El interés de la confiabilidad ha crecido enormemente debido a la escasez de
capital, y a la necesidad continua de ampliar o remodernizar las subestaciones
existentes así el estudio de la confiabilidad es uno de los factores de mayor peso para
inclinarse entre dos o más proyectos.
8
Es importante destacar que, la confiabilidad es una disciplina íntimamente
ligada a otras que llevan a la misma meta, las cuales son Mantenibilidad y la
Disponibilidad, que se definen más adelante.
2.2.- Expresiones Matemáticas Generales de la Confiabilidad
En el caso de tener un número no determinado de componentes idénticos, se
púeden establecer los siguientes índices:
Ns(t) = Número de elementos en operación en el tiempo t.
Nf(t) = Número de elementos que fallan en el tiempo t.
No = Número de ocurrencias en el tiempo t.
Para cualquier tiempo t, la confiabilidad R(t) está dada por:
NotNstR )()( = (1)
NotNf
NotNfNotR )(1)()( −=
−= (2)
Por tanto
dtNotdNstdR
⋅−=
)()( (3)
9
Asumiendo que ∞→dt
dtNotdNf
⋅)( es la densidad de falla instantánea )(tf
)()( tfdt
tdR−= (5)
Además:
∂(t): es la tasa de riesgo Instantánea (tasa de falla)
)(1)()(
tNsdttdNft ⋅=∂ (6)
dttdRtf )()( −= (7)
donde: f(t) es la función de densidad falla.
dttRtidRt
)()()( −=∂ (8)
∫ ∫ −=−=t tR
tRdttRdttf0
)(
1
)(1)()( (9)
10
dttdR
tRt )(
)(1)( ⋅
−=∂ (10)
∫ ∫−=∂t t
tRtdRdtt
0 1 )()()( (11)
∫=
−t
tRtdR
etR 1)()(
)( (12)
Esta última ecuación representa la confiabilidad en función del tiempo donde
los riesgos o las tasas de falla son además una función del tiempo. Si la tasa de falla
es constante y por tanto independiente del tiempo la ecuación ser reduce a:
tetR −∂=)( (13)
2.3.- Concepto de Mantenibilidad
Se define como Mantenibilidad el acceso que ofrece o permite un equipo o
elemento en una Subestación para la ejecución del mantenimiento, ya sean por
desgaste previsto e inevitables de sus componentes o por labores de reparación no
previstos. Esta puede afectar gravemente el desempeño de la Subestación y de ahí su
importancia e influencia en el estudio de la confiabilidad, estas reparaciones en el
caso de una Subestación deben ser efectuadas sólo por personal calificado y con
11
material (herramientas, equipos, etc.) adecuados, al igual que un buen apoyo logístico
en cuanto a documentación y planificación en las intervenciones de tipo preventivo.
La mantenibilidad no debe ser tomada a la ligera, esta puede dar resultados
más inmediatos con tan sólo estudiarla y mejorarla y con muchísimo menor esfuerzo
que la propia confiabilidad.
Varios autores defienden la idea de que es mejor hacer mayor énfasis en los
procesos de mantenibilidad y así reducir los tiempos por mantenimiento, que el
equipo escogido presente un número de fallas menor por confiabilidad, aumentando
así la disponibilidad de este, obviamente lo mejor es una excelente combinación de
ambos.
2.4.- Cuantificación de la Mantenibilidad
Existen formas, de cuantificar los índices de Mantenibilidad para una
posterior evaluación de la confiabilidad y de la disponibilidad, para eso se toma el
MTTR (Mean Time To Repair) o Tiempo Medio de Reparación, este está
directamente vinculado con la Mantenibilidad y no es otra cosa que la suma del
tiempo en el que se localizan las fallas y se reparan, reemplazos de elementos, etc. así
se puede conocer en que áreas es más frecuente este tipo de intervenciones y
12
mejorarlas ya sea con el reemplazo con elementos de mayor confiabilidad o con
mantenimientos preventivos más frecuentes.
2.5.- Concepto de Disponibilidad
Se define como Disponibilidad, la capacidad de un equipo de entrar en
servicio o de estar cumpliendo con la labor para la cual fue diseñado en el momento
en que sea requerido, y dentro de los parámetros naturales tales como, vida útil o
parámetros preestablecidos para los cuales fue diseñado. Obviamente este es el factor
que influye directamente en el ofrecimiento del servicio, cuando un equipo no cumple
con esta condición, es decir está Indisponible, trae consigo la consecuencia de que ese
tiempo, es improductivo, acarreando grandes pérdidas de acuerdo a las dimensiones
de la Subestación.
La Disponibilidad puede ser cuantificada como un estado binario, ya que los
equipos cumplen o no su función, es decir funcionan o simplemente no funcionan, no
existen estados intermedios, estos dos estados son llamados en la literatura
anglosajona, Up Time o tiempo de funcionamiento, y Down Time o tiempo de no
funcionamiento, obviamente como ya se mencionó los Down Time son de tipo
improductivo para la subestación, es por esto que se trata de minimizarlos al máximo,
estos pueden ser ocasionados por fallas en los equipos de la subestación, por salidas
de servicio por mantenimiento programado u otras.
13
2.6.- Expresiones Matemáticas Generales de la Disponibilidad.
La expresión que representa la disponibilidad del sistema es la siguiente:
tetA )()( μ
μμμ +∂−⋅
+∂∂
⋅+∂
= (14)
Donde:
∂(t): Tasa de Falla.
μ(t): Tasa de Restauración.
La Indisponibilidad del sistema viene representada entonces por la siguiente
ecuación:
tetU )()( μ
μμμ +∂−⋅
+∂∂
−+∂
= (15)
Cuando t tiende a infinito las ecuaciones para A(t) y U(t) quedan reducidas a las
siguientes expresiones:
μμ+∂
=)(tA ; μ+∂
∂=)(tU (16)
14
La expresión de disponibilidad limita en términos del tiempo medio para la
falla (MTTF) y el tiempo medio de restauración (MTTR) es la siguiente:
MTTRMTTFMTTFtA+
=)( (17)
La función disponibilidad en función del tiempo viene dada por:
)]([)]1)([)( txEtxPtA === (18)
x(t)=1: El sistema está operando en el tiempo t.
x(t)=0: El sistema no está operando en el tiempo t.
Hay que considerar lo siguiente:
a) Si no hay reparaciones en el sistema, entonces la función disponibilidad A(t) se
reduce a la confiabilidad del mismo R(t), es decir la probabilidad de que el sistema
opere sin falla más allá del período [0,t].
b) La disponibilidad promedio en el periodo [0,t] es también la porción de tiempo que
podemos esperar que el sistema opere en este periodo.
15
La indisponibilidad U(t), es la cantidad total de tiempo fuera de operación en el
período [0, t].
∫=t
dttxtU0
)()( (19)
∫=t
dttAtU0
)()( (20)
2.7.- Relación entre Confiabilidad, Mantenibilidad y Disponibilidad
La relación entre estos tres conceptos es muy estrecha, así una subestación
con una altísima confiabilidad (obviamente ideal es decir que no falle nunca lo cual
es casi imposible en la práctica) y con una bajísima Mantenibilidad, es decir la
capacidad para responder, en este caso, ante una falla pudiera tener una
Disponibilidad muy baja, o lo que es lo mismo una Indisponibilidad muy alta, así un
buen balance entre estos tres factores asegura la factibilidad del proyecto. En la figura
siguiente se observa con mayor detalle la relación entre estos conceptos:
16
Donde:
1 = Condición operacional del equipo.
0 = Condición no operacional del equipo.
Fi = Falla i-ésima.
T.T.F.= Time to fail, tiempo hasta fallar (usado en equipos no reparables, que sólo
fallan una vez).
T.B.F= Time between failures o tiempo entre fallas.
U.T. = Up time o tiempo operativo entre fallas.
D.T: = Down time o tiempo no operativo entre fallas.
T.T.R. =Time to repair o tiempo necesario para reparar.
De aquí derivamos los siguientes parámetros para un número de fallas = m.
· M.T.B.F. = Mean Time between failures, tiempo medio entre fallas =Σ
T.B.F./m.
17
· M.U.T. = Mean up time, tiempo medio de funcionamiento entre fallas
Σ=U.T./m.
· M.D.T. = Mean down time, tiempo medio de indisponibilidad entre fallas
Σ=T D.T./m.
· M.T.T.R. = Mean Time to repair, tiempo medio para reparar = ΣT.T.R./m.
Fácilmente en el gráfico se puede observar que si se mejora cualquiera de los
aspectos citados anteriormente la Disponibilidad de la subestación aumentará.
2.8.- Confiabilidad y Costos
Los costos del ciclo de vida pueden ser bastante considerables en comparación
a los costos de inversión inicial de la Subestación, esto es por que en los costos de
instalación, no se toma en cuenta los costos de operación, mantenimiento,
reemplazos, etc. los cuales a lo largo de los años son mayores a los costos de
adquisición, de igual forma, los costos de energía no servida, pueden ser
considerablemente altos, y obviamente las fallas deben minimizarse, así tenemos que
para obtener una mayor confiabilidad de la subestación, debemos tener mas
ingeniería en las áreas de diseño y equipos, lo que demanda mayores gastos, y de no
tenerla, los costos de energía no servida pudieran generar pérdidas económicas
cuantiosas.
18
De esta manera se busca compensar lo que es el costo inicial y su
confiabilidad con el costo del ciclo de vida, tratando así de encontrar el punto óptimo
entre ambos, así la mejor confiabilidad no es la mayor sino la que a la larga implica
menores costos del ciclo de vida. Obviamente si se pueden obtener equipos con
confiabilidades altas y que además garanticen altos niveles de mantenibilidad, por un
valor proporcionalmente parecido, como es el caso de las subestaciones compactas, la
disponibilidad será aun mayor. Estas relación se puede observar en una forma sencilla
en la gráfica siguiente:
Relación entre los Costos de una Subestación
19
2.9.- Métodos de Análisis de la Confiabilidad
Los métodos de análisis de la confiabilidad de un sistema pretenden predecir
el comportamiento que tendrá el sistema (en este caso la subestación) en un intervalo
de tiempo específico, por esta razón se podrían considerar una propiedad cualitativa
más que cuantitativa, pero para efectos de ingeniería es mucho más atractivo disponer
de un índice cuantitativo. El objetivo de la evaluación de la confiabilidad en una
subestación es determinar valores que reflejen la calidad de servicio en el consumidor
final. La predicción de eventos futuros a través de la confiabilidad tiene la ventaja de
dar información sobre el comportamiento entre diferentes soluciones al momento de
compararlas y dar cuenta de cual solución es mejor.
2.9.1.- Método de Monte Carlo
El método de Monte Carlo consiste en la simulación de un número
considerable de situaciones, generadas en forma aleatoria, donde los valores de los
índices de confiabilidad corresponden a los valores de los momentos de las
distribuciones de probabilidad. De este método existen dos versiones, las cuales son
el secuencial y el no secuencial.
- Método de Monte Carlo secuencial: Simula cronológicamente cada hora del año y
el estado actual depende de los estados anteriores (sistemas con memoria).
20
- Método de Monte Carlo no secuencial: Simula aleatoriamente todas las horas del
año y el estado actual no depende del anterior. (Sistemas sin memoria).
La ventaja que ofrece este método es la facilidad de tomar en cuenta cualquier
variable aleatoria y cualquier contingencia, sin embargo por ser un método
estocástico hay preferencias por los métodos de analíticos dado que es más fácil su
manejo.
2.9.2.- Método de Markov
La mayoría de los métodos analíticos están basados en los procesos continuos
de Markov. Una subestación siguiendo el planteamiento de este método se
consideraría, como un sistema reparable, ya que al fallar un elemento este es
reemplazado o reparado, teniendo así un sistema continuo en el tiempo con estados
discretos finitos (fallas o reparaciones). Sin embargo el método de Markov a pesar de
entregarnos con una excelente precisión la probabilidad de falla de la subestación o
de que el sistema resida en cualquiera de sus estados posibles, no nos ofrece la
probabilidad de falla en un punto específico de la subestación o del sistema, lo que
podría ser una desventaja dependiendo del criterio de análisis.
21
Este método posee el inconveniente de ser sumamente complicado para el
manejo de varios elementos ya que si consideramos un sistema de solo 20 elementos,
tendría 1.048.576 de estados, de modo que la dificultad es obvia, y más si se
considera que existen elementos que podrían estar en más de dos estados y no solo en
falla y operación.
2.9.3.- Técnica de Frecuencia y Operación
La información Cuantitativa es el principal objetivo de la evaluación de la
Confiabilidad, la técnica de Markov es adecuada para determinar la probabilidad de
estado y disponibilidad, sin embargo otros parámetros deben ser tomados en cuenta
tales como la frecuencia de encontrarse en un estado determinado y la duración
promedio de residencia en dicho estado entregan mucho mas información útil que una
simple probabilidad. En el caso específico de una subestación esta información es
determinante para la toma de decisión entre varias soluciones o proyectos propuestos,
en este método destacan el concepto de Mantenibilidad y Life Cycle Cost.
2.9.4.- Método de Cortes Mínimos
Cuando se evalúa un sistema en particular, el principal problema que se nos
plantea es el de determinar los eventos de fallas o cortes mínimos, que aislan los
puntos de carga de la subestación, es decir, si utilizamos como criterio de éxito la
22
continuidad del servicio para los puntos de interés, la salida de los elementos que
pertenecen al conjunto de corte mínimo produce la separación del sistema en dos
subsistemas conectados uno que contiene las entradas (fuentes) y otro que contiene
las salidas (carga), el método de los conjuntos de corte, en esencia, hace una
representación serie-paralelo del sistema en estudio, el cual puede tener cualquier
configuración, un conjunto de corte es mínimo cuando no presenta ni contiene un
subconjunto que pueda producir el mismo efecto sobre el sistema. Este método de
aproximación es generalmente válido, atendiendo a la alta disponibilidad
normalmente asociada a los componentes de un sistema eléctrico de potencia. Si
fallan los elementos de un corte el sistema fallará sin importar el estado del resto de
los elementos del sistema, es de destacar, que un componente o elemento, puede
pertenecer a uno o varios cortes, en el grupo de corte los elementos deben conectarse
en paralelo, ya que la falla se produce cuando estos elementos salen de servicio, y
estos a su vez se conectan en serie con otros elementos o cortes mínimos, así la
ocurrencia de cualquiera de ellos asegura la desconexión del sistema.
2.9.5.- Modos de Falla y Análisis de Efectos
Esta técnica de análisis presenta un mayor realismo que los otros métodos, ya
que en ella se trata de determinar los modos más comunes de falla y sus efectos en el
sistema, para implementarla, su uso va acompañado de la técnica de cortes mínimos,
23
esta técnica es sumamente adecuada para modelar fallas que involucren la acción de
los dispositivos de protección.
2.9.6.- Análisis de Árbol de Falla
El árbol de falla es un diagrama lógico que muestra las interrelaciones entre el
evento no deseado en un sistema (efecto) y las razones para el evento (causas). , estas
pueden ser del tipo humano, ambiental, longevidad del equipo, fallas esperadas en el
equipo o fallas de un componente específico. La importancia de la confiabilidad de
un elemento en un sistema depende básicamente de dos factores, que son:
- La localización del componente en el sistema.
- La confiabilidad del componente.
En la actualidad, el análisis de árboles de falla es una de las técnicas de uso
común para elaborar estudios rigurosos de riesgo, y de confiabilidad.
2.9.7.- Diagrama de Bloques de Confiabilidad
Un diagrama de bloques de confiabilidad, es un diagrama de red que
representa los caminos o vías posibles a través de los elementos para lograr un fin o
24
misión en especifico, las interconexiones indican los dispositivos que se requieren
para lograr éxito en la operación de un sistema.
También son de gran utilidad en el análisis de los estudios logísticos y de
impacto. Los lazos representados del dispositivo forman la base de las medidas de la
confiabilidad y de la disponibilidad del sistema.
La incorporación de redundancias y de modos alternados de operación que
alteran la misión invariablemente decrementan la confiabilidad básica, lo cual trae
como consecuencia un incremento en la demanda de mantenimiento y soporte.
2.10.- Costo del Ciclo de Vida o Life Cycle Cost (LCC)
La liberación del mercado eléctrico ha entrado hoy en día en una fase mucho
más activa que en el pasado, las razones son variadas y las compañías eléctricas
hacen frente a esta realidad siendo cada vez más eficientes, por esto ahora no solo se
busca costos más bajos en el costo inicial de la subestación sino también costos más
bajos en operación y mantenimiento; durante la vida útil de la subestación hasta su
desmantelamiento, optimizando los sistemas de control, protección y monitoreo e
invirtiendo en equipos primarios más confiables que reduzcan las pérdidas por
energía no servida que obviamente no son productivas.
25
A través del crecimiento de la industria eléctrica, el tema del Costo del Ciclo
de vida o LCC por sus siglas en Inglés se vuelve cada vez más común en el medio,
esta es una metodología que permite la evaluación del costo total de la subestación
como sistema, a través de toda su vida útil. Generalmente la metodología LCC está
basada en los siguientes procesos:
- Los puntos de mayor costo en el sistema (en este caso la Subestación) son
definidos a través de toda su vida útil.
- Todos estos puntos evaluados a través de la vida de la subestación, son
añadidos conjuntamente para obtener el gran total del Costo del sistema a
través de su vida útil.
La metodología LCC es cada vez mas usada como basamento en la
comparación de diferentes opciones y configuraciones en un sistema dado. También
es usada para crear un análisis sensitivo de un sistema específico dado, en función de
varios parámetros como Costo inicial de lo equipos de Alta tensión, Mantenibilidad,
etc.
Entre los costos más comunes normalmente asociados al Costo del Ciclo de
Vida encontramos:
Costos de Inversión Inicial:
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Son aquellos que entre ciertos parámetros se realizan solo al principio de la
vida de la subestación entre los que podemos resaltar los siguientes:
- Análisis de red, pre-ingeniería.
- Ingeniería de Detalle.
- Adquisición del terreno ( que en el caso de una repotenciación de la
subestación no aplicaría obviamente).
- Adquisición de equipos primarios de Alta Tensión, tanto como secundarios.
- Trabajos Civiles.
- Costos de pruebas, tiempo de levantamiento de la obra y etc.
- Supervisión de la construcción.
- Protección y Control.
- Equipos auxiliares, cableado, etc.
Gastos de Capital:
Estos gastos son los que produce la subestación durante su funcionamiento
entre estos podemos citar:
- Costos de Operación
- Costos por energía no servida (penalizaciones por estas y todas aquellas
relacionadas por una falla de los equipos, repuestos, etc.).
27
- Costos de Mantenimiento (tanto preventivo, predictivo y correctivo,
repuestos, salarios del personal Mantenimiento, equipos, etc.)
2.10.1.- Expresión Matemática del Costo del Ciclo de Vida
Existen varias formulas utilizadas para la evaluación del LCC (costo del ciclo
de vida) la mas destacada es:
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
+−+
++=n
n
iii
CVCFCILCC)1(*
1)1(*][
Donde:
LCC = Costo del Ciclo de Vida.
CI = Costo Inicial. Aquí se evalúan costos de adquisición de terreno, costos equipos
de Alta Tensión, costos equipos de protección y control, cableado, infraestructura
civil de la subestación, estructuras metálicas, etc.
CF = Costo de reparación anuales, en este ítem se evalúan mantenimiento, sueldos de
personal de subestación, repuestos, mano de obra del personal de mantenimiento.
28
CV = Costos Variables anuales, son aquellos costos que no están previstos, es decir
causados por fallas y su reflejo en energía no servida.
n = años de expectativa del tiempo de vida de la subestación.
i = tasa de descuento
Esta es una fórmula de valor presente, cuyo concepto se detallará más
adelante.
2.10.2.- Influencia de la Disponibilidad en el LCC
La misión de una Subestación es la de suministrar servicio eléctrico con
calidad y continuidad durante un tiempo preferiblemente largo y con los menores
costos operativos y de mantenimiento posibles, cuando esto no ocurre, obviamente la
Subestación no reporta beneficios del tipo económico para la compañía de
electricidad, es por esto que, cuando se recurre a un diseño por encima de otro, la
solución no debe ser de tipo inmediato, sino considerando responsablemente los
factores que influyen en ella a largo y mediano plazo, ya que, los costos de
Mantenimiento tanto predictivo como correctivo, accesibilidad, y los costos por
interrupciones pueden ser mucho mayores a los costos de ejecución del proyecto, que
solamente representan un mínimo del costo total a lo largo de la vida de la
Subestación. Así un estudio de Disponibilidad adecuado, proporciona la seguridad en
29
el proyecto necesaria, para tener la certeza de que la Subestación en cuestión es
económicamente viable como proyecto.
Si consideramos que la mayoría de las Subestaciones son casi siempre obras
de considerables magnitudes y costos, la expectativa de vida que reporte beneficios
de la obra, es siempre proporcional a la escala del proyecto, por lo que aumenta la
importancia de un estudio consecuente de factores que anteriormente eran poco
considerados como la Disponibilidad.
2.10.3- Costos de las Fases del Ciclo de Vida de la
Subestación
El Costo del Ciclo de Vida consta de varias partes o mejor dicho fases, en las
cuales tanto la intervención directa del usuario, en este caso las compañías de
electricidad así como las del fabricante, contratistas y consultoras se alternan
continuamente, cada una en su fase correspondiente, calculando los diferentes costos
de cada una de ellas, se obtendrá el costo de ciclo de vida completo. Obviamente la
manera de evaluar cada fase difiere entre sí pero lo importante es el resultado final, y
que se encuentre en un mismo formato para que el resultado final del costo del ciclo
de vida sea compatible con la realidad. Estas fases y sus distintos elementos, forman
30
una estructura la cual es posible descomponer para tener un estimado del
comportamiento de los costos a través de los años o Cost Breakdown Structure.
Las principales fases, las cuales influyen individualmente a lo largo de la vida
del proyecto se enumeran a continuación:
1. Costos de Planificación:
- Planificación inicial.
- Investigación del producto.
- Análisis de requisitos.
- Diseño de ingeniería.
- Datos y documentación de diseño.
- «Software».
- Pruebas y evaluación de los modelos de ingeniería.
- Funciones de gestión asociadas.
2. Costo de producción y construcción:
- Ingeniería y análisis de operaciones
- Producción (fabricación de los equipos de la Subestación, montaje y
pruebas)
- Construcción de las instalaciones.
- Logística (por ejemplo, apoyo inicial al usuario, entrenamientos al
personal, producción de equipo de pruebas y apoyo, etc.).
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3. Costo de operación:
- Gastos asociados a la operación de la Subestación, Salarios personal,
repuestos equipos, herramientas, etc.
- Mantenimiento y apoyo logístico durante el ciclo de vida de la
Subestación (por ejemplo, producción de repuestos, servicio al cliente,
actividades de mantenimiento, apoyo de abastecimiento, equipos de
prueba y apoyo, transporte y manejo, datos técnicos, instalaciones,
modificaciones del sistema, etc.).
- Eliminación y reemplazo de elementos no reparables a lo largo del ciclo
de vida de la Subestación.
32
Capitulo III Subestaciones
3.1.- Criterios de Elección
Fijar normas bien definidas o reglas para determinar como ha de ser el número
de juegos de barras y de toda los instrumentos de equipos de alta tensión, protección,
control y etc. de la Subestación, no es posible claramente con un solo juicio, existen
casos muy particulares, los cuales responden a estudios específicos de las
necesidades planteadas como la flexibilidad de la Subestación como obra física (es
decir ampliaciones, accesibilidad y otros) o la continuidad del servicio tratando de
optimizar costos (Disponibilidad, Mantenimiento, Costos de inversión, etc.)
minimizando pérdidas (ya sea por interrupciones previstas como mantenimientos
predictivos o mantenimientos correctivos, así como fallas que causen interrupciones
y afecten el suministro). Sin embargo existen factores generales que no cambian a
pesar de las exigencias particulares de cada caso, los cuales son:
- Importancia de la instalación: De acuerdo a la tensión y la potencia de suministro
existen Subestaciones más sensibles que otras de acuerdo a su importancia en el
suministro eléctrico, y a quien o a quienes suministran potencia y la cantidad de
afectados en caso de una falla o interrupción del servicio.
- Costos de inversión: Esta es un área sumamente sensible, que se debe evaluar
meticulosamente, en el no solo se deben evaluar los costos iniciales, como los de la
33
inversión inicial, sino también la inversión y los beneficios que esta retribuya a la
larga.
- Características y ubicación del terreno: La evaluación de este así como su costo
plantea un problema tanto de tipo físico como económico, muchas veces en
instalaciones urbanas no se puede ampliar las instalaciones existentes, así como el
valor del terreno no siempre es muy accesible, su accesibilidad en áreas remotas de
generación, también plantean un problema de tipo grave, obviamente esto se vuelve
un problema logístico en el diseño de la Subestación.
- Importancia y continuidad del servicio: Cada día se hace más evidente la
repercusiones que traen consigo las fallas y mal suministro de la energía eléctrica, las
nuevas leyes del sector eléctrico Venezolano contemplan estos casos, promoviendo
multas por calidad deficiente de servicio, así como también, que los costos de energía
eléctrica no servida son cuantiosos en la mayoría de los casos.
- Facilidades de mantenimiento de los aparatos: El tema de mantenimiento es de
profundo interés en el diseño de las Subestaciones, la accesibilidad a los equipos por
mantenimiento de tipo predictivo o de corrección, para minimizar las interrupciones,
juegan un papel preponderante en el diseño de la Subestación.
- Posibilidades de ampliación de las instalaciones: Es muy normal, que ya sea por
aumento de la población o de la carga, que la Subestación llegue al límite de la
34
potencia suministrada, para la cual fue diseñada, por esto, debe estudiarse con
detenimiento las posibilidades de ampliación de la Subestación, ya sea a largo como a
mediano plazo.
- Tipo de Operación: El tipo de operación o manejo de la Subestación, así como los
equipos para el control o el monitoreo de las instalaciones, son de primordial
importancia en el desempeño de la misma, optimizando así su funcionamiento e
inclusive dando un diagnóstico continuo para evitar las fallas de un equipo
determinado en un estado inicial.
De acuerdo a esto, existen distintos tipos de arreglos o disposiciones entre los
distintos elementos que conforman una Subestación, destacando entre ellos los
denominados, de un simple juego, doble juego y hasta un triple juego de barras; de un
esquema consistente en un interruptor o doble interruptor por salida, así de acuerdo a
la necesidades que se quiera satisfacer se escoge cual es el tipo idóneo de
Subestación.
3.2.- Esquemas de uso frecuente de Subestaciones de Alta
3.2.1.- Barra Simple
Esta es la disposición más sencilla y económica de todos los arreglos de
Subestaciones, obviamente por su simplicidad, su instalación es sumamente sencilla,
35
al igual que su operación, el diseño de protecciones también es muy simple, y como
podría suponerse su inversión inicial es bastante baja en comparación con otros
esquemas, pero por otro lado, tenemos que no es tan confiable como otros esquemas,
cuando ocurre una falla en barras interrumpe totalmente el servicio y cuando se
realiza mantenimiento en un interruptor por ejemplo, también suspende el servicio, al
igual que para un posterior trabajo de ampliación de igual modo no puede satisfacer
de manera separada una o varias líneas, este esquema se ilustra en la figura siguiente:
Esquema unifilar de un juego de Barra Simple
3.2.2.- Barras Seccionadas
Este esquema, es una mejora del esquema anterior de Barra simple que
consiste en dividir las barras en secciones mediante interruptores, así tenemos varios
esquemas menores de Barra Simple con las desventajas propias de ellas, pero con la
36
ventaja que, cuando por ejemplo hay una falla en la barra, si se abre el denominado
interruptor de acoplamiento, cuya tarea en este caso es la de aislar la zona de
influencia de la falla, e independizando las demás zonas manteniendo el servicio en
las partes donde esta no afecte.
Desde el punto de vista de operación y para trabajos de mantenimiento esta
disposición es mucho más práctica por el hecho de ofrecer la ventaja de aislar zonas,
sin cortar totalmente el suministro, sino por zonas. También por su disposición
permite operar con dos fuentes distintas de alimentación, este esquema no ofrece la
facilidad de intercambiar una salida a otra sección y el esquema de protecciones se
complica en relación al esquema de Barra Simple. Este esquema puede observarse en
la siguiente figura:
Esquema de un juego de barras seccionables.
37
3.2.3.- Esquema de Seccionadores en Derivación (By-Pass)
Este arreglo surge de la necesidad de dar mantenimiento a las Subestaciones
sin sacar de servicio las líneas, así se instalan Seccionadores de derivación de manera
de no sacar la línea de servicio y aislar el interruptor al que se le va a practicar
mantenimiento, tal y como se indica en la figura siguiente:
Esquema de 1 juego de barras con seccionador “By-pass”.
Pero el inconveniente que, si durante el mantenimiento se presenta una falla en la
línea, los otros interruptores se dispararan de manera simultanea.
3.2.4.- Sistemas con Doble juego de barras
Este esquema presenta la ventaja que se alimenta la línea desde cualquier juego de
barras, y que si la operación lo amerita, es posible separar las salidas en dos grupos.
Como se observa en la figura es posible aislar totalmente un juego de barra del otro a
38
través de el interruptor de acoplamiento, y como es lógico con esto se pudieran
realizar tareas de mantenimiento con los equipos asociados con el juego de barras que
quedo aislado, este esquema se puede observar en la siguiente figura:
Esquema convencional de doble juego de barras.
El interruptor de acoplamiento de barras puede utilizarse también como
reserva para casos de mantenimiento de los interruptores de línea. Estos esquemas
sufren de el inconveniente de su complejidad, pero es un precio que se paga, cuando
el principal requerimiento es la continuidad de servicio.
Para transferir las líneas de uno a otro juego de barras sin necesidad de suspender
el servicio, se requiere agregar un interruptor de acoplamiento.
39
Los esquemas de doble juego de barras se complican a medida que se le
incorporan otros elementos para asegurar una mayor flexibilidad en la operación y
cuando se exige reducir al mínimo los riesgos originados por fallas.
3.2.5.- Esquema de doble juego de barras con duplicación
de interruptores
Este esquema es el más fiable y confiable de todos pero por su complejidad,
resulta sumamente costoso. Cuando el criterio fundamental es la continuidad de
servicio, como el caso de las Subestaciones de las grandes centrales eléctricas o de
Subestaciones muy estratégicas, es el arreglo más conveniente, su funcionamiento
radica en que al producirse una falla en un interruptor de línea o en uno de los juegos
de barras, el sistema de protección provoca la conmutación sobre el otro juego de
barras, con esta disposición se elimina el interruptor de acoplamiento, pero este
esquema trae el inconveniente de que elementos como, interruptores, transformadores
de medición, etc. se duplican con respecto al esquema convencional de allí su alto
costo. El esquema básico puede observarse en la figura siguiente:
40
Esquema de doble juego de barras con doble interruptor.
3.2.6.- Esquema de Doble Juego de Barras con Interruptor
y Medio por Salida
Esta disposición es sumamente utilizada cuando la continuidad de servicio es el
requisito principal, es tan confiable como el de doble interruptor, pero presentan las
desventaja que el sistema de protección es mucho mas complejo, esto es debido a que
este esquema es algo más complicado en funcionamiento con el fin de cumplir con la
misma función que el de doble interruptor, se puede también disminuir el número de
transformadores de corrientes instalándolos en las salidas de las líneas, pero haciendo
esto último se puede dejar la línea fuera de servicio por fallas o por trabajos de
mantenimiento en el transformador. Este esquema se puede observa claramente en la
siguiente figura:
41
Esquema de doble juego de barras con interruptor y medio por salida.
3.2.7.- Esquema de Barras Principal y de Transferencia
De la necesidad de no interrumpir el servicio, y de configuraciones abundantes en
interruptores, surge este esquema, el cual en su modo más simple es de una barra
principal y una de transferencia, tal y como su nombre lo indica, consta de una barra
la cual es, en caso de falla, es relevada por otra barra sin interrumpir el servicio, la
ventaja de este esquema es que es muy práctico al momento de dar mantenimiento a
los interruptores, pero no así con los seccionadores, que si dejan fuera de servicio la
barra, en la figura de abajo se observa la configuración más simple de este esquema:
42
Esquema de Barras Principal y de Trasferencia.
La operación de transferencia es sumamente insegura en este caso, ya que se deja
la barra dependiendo únicamente de los seccionadores. Una variante dentro de este
esquema es el de un doble juego de barras en la que una es de transferencia, como se
indica en la figura a continuación.
Otros Esquemas de Barras Principal y de Transferencia
Así cualquier juego de barras puede ser usado como juego principal y una de ellas
actúa como barra de transferencia. Otra ventaja que presenta este esquema es que
pueden efectuarse los trabajos de inspección y de mantenimiento con cierta facilidad,
ya que presenta la ventaja que no deben salir de funcionamiento las líneas.
43
3.2.8.- Sistema de tres juegos de barras
En altas tensiones es muy común en algunos países encontrarse con este esquema,
el sistema se basa en dos juegos de barras colectoras principales y otro de barras
auxiliares, entre sus desventajas esta que se necesita una gran cantidad de terreno para
su instalación ( en su variante a la izquierda en la figura de abajo), por eso se da
preferencia al de la derecha.
Sistema de tres juegos de Barras
la configuración de la derecha permite una gran flexibilidad para mantenimiento,
reparaciones y pruebas, en comparación con el otro.
44
3.2.9.- Esquema del Tipo de Anillo o Poligonal
Este tipo de conexión como se muestra en la figura siguiente, presenta el
inconveniente de que al abrir dos interruptores al mismo tiempo, se puede dejar fuera
de servicio la subestación, los esquemas de medición y protección son más
complicados, es sumamente difícil ampliar las instalaciones que usan este esquema,
pero presenta la ventaja que la apertura de un solo interruptor no interrumpe el
Esquema de principio del tipo poligonal o en anillo.
servicio y se eliminan las protecciones de barras, ahorrando así considerablemente en
comparación con otros esquemas.
45
3.3.- Elementos de una Subestación
3.3.1.- Interruptor (Disyuntor)
Un interruptor o disyuntor es un elemento capaz de interrumpir o restablecer el
paso de la corriente en un circuito, en condiciones normales, o de sobrecarga y tolerar
durante un tiempo determinado corrientes de corto-circuito. Esta interrupción también
es posible bajo carga, como por ejemplo para despejar una falla o para conectar o
desconectar un equipo eléctrico o una línea determinada. A manera de referencia se
presentaran las distintas tecnologías que existen en esta área de tan marcado
crecimiento debido a los aumentos en las tensiones de transmisión
(experimentalmente para la fecha de este trabajo por encima de 1100 kV). El tipo de
tecnología varía de acuerdo al elemento que se utiliza para extinguir y enfriar el arco
así podemos observar principalmente:
- Gran Volumen de Aceite: Estos interruptores son los primeros que se
utilizaron para operar con elevados niveles de corrientes y tensiones también
elevadas. Consisten en una gran cilindro lleno de aceite donde se encuentran
dos contactos en serie, el aceite sirve como medio aislante y de extinción del
arco.
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- Pequeño Volumen de Aceite: Ayudados por aceites con mayor capacidad
dieléctrica y el uso de materiales aislantes tales como porcelanas, resinas
sintéticas y esteatita, el tamaño y el volumen de estos se disminuyó
considerablemente, dando paso a una nueva generación de interruptores con
mayor capacidad de interrupción.
- Aire Comprimido: Este apareció a principios de 1929 con el surgimiento de la
denominada válvula de Ruppel. El principio básico de este interruptor es
utilizar el elevado potencial dieléctrico del aire comprimido para extinguir el
arco eléctrico provocado por las altas intensidades de corrientes.
Interruptor de aire comprimido de la Subestación Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA
- SF6 (Hexafloruro de azufre): El hexafloruro de azufre es un gas 5 veces más
pesado que el aire, no reacciona con el agua ni con ácido clorhídrico, tampoco
47
con el amoníaco. Normalmente no ataca ningún material excepto cuando se ve
en presencia de grandes descargas eléctricas es por esto que se utilizan el
aluminio y el acero inoxidable para retenerlo cuando se encuentra en estado
de descomposición, este gas es utilizado en las cámaras de interrupción
debido a sus altas propiedades dieléctricas (alrededor del doble que el aire en
6 atmósferas de presión) también es capaz de extinguir arcos de 100 veces
mayor intensidad, a aquellos que se pudieran extinguir con aire en igualdad de
condiciones.
Interruptor de SF6 de la Subestación Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA
La data de Confiabilidad típica para un interruptor de Hexafloruro de Azufre
(SF6) de 400kV es: Tasa de Falla 01,0=λ ; MTTR= 16h ; MF= 0,06667; MD=20
según 2nd CIGRE inquirí on CB, major failures all periods, (Ver Anexo Valores de
Confiabilidad de los equipos de Alta Tensión).
48
3.3.2.- Pararrayos (Supresor de Alta Tensión)
Los pararrayos son el dispositivo más usado en la actualidad para combatir
sobretensiones, ya sean atmosféricas o de maniobras, para niveles de tensión mayores
a 400kV las sobretensiones son más de tipo de maniobra, mientras que para niveles
inferiores, 230kV y menores, son más de tipo de atmosféricos. Estos envían a tierra
las sobretensiones del sistema para evitar daños a los equipos, hoy en día estos
funcionan basándose en óxido de zinc y su función es parecida a la de un diodo
zenner, donde para unos valores de tensiones normales no es conductivo y para
valores de sobretensiones se vuelve un corto a tierra, evitando así que la onda pase a
los equipos que se desean proteger.
Pararrayos Marca ASEA de la Subestación Santa Teresa 400 kV Propiedad de C.V.G. EDELCA
49
Debido a que manejan tensiones relativamente muy altas, es normal que se
lleve un recuento estadístico de su operación, ya que como es obvio están sometidos a
esfuerzos muy grandes lo que acortan su vida útil, lo que también sirve para conocer
el comportamiento de la línea de transmisión, por esto lleva un contador de
sobretensiones, que da información sobre el número de estas.
La data de Confiabilidad típica para un pararrayo de 400kV es: Tasa de Falla
0036,0=λ ; MTTR= 8h según CEA 1994-1998, Transformer and All Tank
arrangement. (Ver Anexo Valores de Confiabilidad de los equipos de Alta Tensión).
3.3.3.- Seccionador
Elemento mecánico de desconexión capaz de aislar eléctricamente un
elemento de los circuitos de potencia y de control con el objeto de realizar
reparaciones o mantenimiento.
La data de Confiabilidad típica para seccionador de 400kV es: Tasa de Falla
0025,0=λ ; MTTR= 10h ; MF= 0,2; DM=8.
50
Seccionador de la de la Subestación Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA
3.3.3.1.- Seccionador con Puesta a Tierra (Seccionador de
Línea)
Elemento de desconexión con la capacidad de aislar eléctrica y físicamente los
demás elementos de la subestación para ejercer labores de mantenimiento en los
equipos, este presenta la particularidad de poseer una denominada “cuchilla de puesta
a tierra” que lleva a tierra el circuito para evitar que posibles tensiones debidas a las
inductancias y capacitancias de la línea puedan poner en peligro a los operadores de
mantenimiento.
La data de Confiabilidad típica para un seccionador con puesta a tierra de
400kV es: Tasa de Falla 0003,0=λ ; MTTR= 8h ; según CEA 1993-1997, Trafo and
51
All Tank Arrangement. (Ver Anexo Valores de Confiabilidad de los equipos de Alta
Tensión).
Seccionador con Puesta a tierra de la de la Subestación Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA
3.3.4.- Transformadores de Medición
Los transformadores de medición son utilizados para alimentar los circuitos
de protección para que actúen en caso de una falla o sobretensión o cualquier otra
situación irregular relacionada con operaciones, la función básica de estos
transformadores es la de proporcionar aislamiento contra la alta tensión del circuito
de potencia y alimentar como se mencionó anteriormente a los circuitos de protección
pero con magnitudes proporcionales al circuito de potencia, así es posible la
utilización de protecciones relativamente más pequeños y menos costosas. Entre los
52
transformadores de medición existente podemos citar dependiendo de su tecnología
dos grupos, los convencionales como los llamaremos en este trabajo y los ópticos que
funcionan en base al principio de la bobina de Rogowski cómo se detallará mas
adelante.
3.3.4.1.- Transformador de Corriente
El transformador de corriente tal y como su nombre lo indica es un elemento
de monitoreo de la intensidad de corriente y de alimentación de los
Transformadores de Corriente o TC de la Subestación Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA
relés de protección, este está diseñado para conducir una cantidad pequeña en
magnitud de corriente y aproximadamente con la misma fase pero con un pequeño
53
error, para solventar esto, los transformadores de corriente son diseñados sin
excepción con materiales especiales tales como aleaciones de hierro y níquel así
como de silicio y hierro cuyas saturaciones son menores, para así evitar estos errores.
La data de Confiabilidad típica de un transformador de corriente de 400kV es
de: Tasa de Falla 0014,0=λ ; MTTR= 8h ; según CEA 1994-1998, CB all
interruption media. (Ver Anexo Valores de Confiabilidad de los equipos de Alta
Tensión).
3.3.4.2.- Transformadores de Potencial
Un transformador de potencial, es prácticamente un transformador normal con
arrollamientos primarios y secundarios.
Transformador de Potencial de la Subestación Santa Teresa propiedad de C.V.G. EDELCA
54
El arrollamiento primario se conecta directamente al circuito de potencia,
entre dos fases o entre fase y tierra, estos pueden ser de dos tipos, Inductivos o
Capacitivos.
3.3.4.2.1.- Transformador de Potencial Inductivo
Los transformadores de potencial inductivos tienen una baja tensión del lado
del secundario y el voltaje del secundario está prácticamente en fase con el voltaje del
primario. Estos transformadores son usados para transformar el voltaje del sistema ha
ser medido a un voltaje secundario para ser usado por los sistemas secundarios, en
estos transformadores el arrollado primario y secundario están separados
galvánicamente.
3.3.4.2.2.- Transformador de Potencial Capacitivo
En los sistemas de tensión de 230kV o más es común ver el uso de los
transformadores de potencial capacitivo, el cual consiste en un divisor de tensión
capacitivo conectado entre fase y tierra de un circuito de potencia.
55
Esquema Transformador de Potencial Capacitivo
La data de Confiabilidad según CEA 1993-1997, CB All Interruption
Media de un tranformador de Potencial es de Tasa de Falla 0007,0=λ ; MTTR= 8h ;
según CEA 1993-1997 CB all interruption media. (Ver Anexo Valores de
Confiabilidad de los equipos de Alta Tensión).
3.3.4.2.3.- Transformadores Ópticos
La implementación de estas nuevas tecnologías presentan ventajas obvias en
términos de economía, confiabilidad, funcionamiento y mantenimiento.
56
El uso de estos instrumentos de medición tiene un mayor impacto en el diseño
de los equipos de control y protección que en la configuración de los equipos
secundarios.
Transformador Óptico diseño de ABB
Los transformadores ópticos se distinguen inmediatamente de los
transformadores convencionales por su menor tamaño, su menor peso, y que no son
saturables, sus mediciones son transmitidas a través de cables de fibra óptica lo que
hacen la transmisión de datos prácticamente inmune a los campos electromagnéticos
presentes en la subestación. La tensión de salida de estos instrumentos de medición
son bajas en comparación a las tecnologías convencionales debido a que alimentan
microprocesadores para las funciones de medición y control. Estos Instrumentos de
medición deben su principio a la bobina de Rocowski lo que permite que no se
saturen y que no presenten el fenómeno de ferroresonancia. Del mismo modo estos
57
instrumentos de medición poseen un convertidor analógico digital, para procesar
luego la información con los nuevos sistemas de Control Numérico.
Principio del Transformador Óptico
Según el fabricante ABB los índices de confiabilidad de los transformadores
ópticos son de MTTR = 8h. (Ver Anexo Valores de Confiabilidad de los equipos de
Alta Tensión).
Señal saturada en negro y no saturada en azul del secundario de un transformador
Convencional saturado y uno Óptico haciendo la misma medición.
58
3.4.5.- Protecciones:
La tarea del sistema de protección claro está, en conjunto con los circuitos de
interruptores, es desconectar las partes que presenten fallas al sistema de potencia
para:
- Proteger los equipos primarios contra daños innecesarios.
- Proteger a los habitantes de zona aledañas de daños causados por las fallas.
- Mantener el servicio en las partes no afectadas por las fallas de la red.
Cuando una falla ocurre en un sistema de potencia, los equipos de este, por
culpa de la distribución de la corriente de falla por las zonas no falladas, son
sometidos a esfuerzos tanto mecánicos como térmicos, lo cual como es obvio dañaría
también a los equipos que no entran en la falla, así el sistema de protección debe
actuar para aislar las partes afectadas solamente.
3.4.5.1.- Protección de Líneas
Las líneas de transmisión son la parte más extensa de los sistemas de
transmisión y estas en parte por su altura, la parte menos protegida del sistema ante
la influencia de la naturaleza (descargas atmosféricas). El número de fallas en una
línea de transmisión es notablemente más alto que el número total de fallas de todo el
sistema. Por tanto la protección de líneas de un sistema es la parte más importante de
59
todo el sistema de transmisión. Otro punto en consideración es que las líneas de
transmisión son la parte del sistema que atraviesan con más frecuencia sitios
habitados por la gente y por esto pudieran ser las que causarán más daño a las
propiedades y a los habitantes en caso de una falla.
3.4.5.2.- Protección de Barras
La protección de barras está diseñada para proteger estos elementos de fallas
del tipo de corto circuito y fallas a tierra, en los principios de la industria eléctrica, las
protecciones no separadas fueron usadas para proteger las barras, utilizándose
siempre de manera cercana a las protecciones de línea de forma de ser redundantes.
Con el aumento de las tensiones de transmisión en las redes, las protecciones
de barras separadas han debido ser instaladas para limitar el daño causado por fallas y
cortos circuitos en el sistema.
Por lo general estas son del denominado tipo diferencial que no son otra cosa
que un relevador que tomando como referencia tensiones o corrientes que debieran
ser iguales procede a actúar cuando una de estas cambian de proporción.
60
3.4.5.3.- Protección de Interruptores
En el mismo orden de las protecciones de líneas y barras los interruptores en
alta tensión y en extra alta tensión poseen relevadores para despejar las fallas, estos se
accionan cuando la corriente que circula por el interruptor no desaparece en el tiempo
establecido como normal, y accionarán los interruptores adyacentes para despejar la
zona fallada.
3.5.- Sistema de Control
El sistema de control de una subestación es la parte vital para supervisar, y
controlar las operaciones de la subestación. Los incrementos en la complejidad y del
tamaño de los sistemas de potencia han obligado a los sistemas de Control
incrementar sus tareas de supervisión y control. Así dependiendo de la localización de
las subestaciones en la red, su consumo, la organización de mantenimiento y
operación del cliente y las regulaciones del gobierno local, muchas opciones surgen
para adquirir la solución que represente el menor costo posible en el Costo del Ciclo
de Vida.
La meta principal de toda subestación es la de máxima confiabilidad posible
sin descuidar aspectos tales como la flexibilidad de operación así como de
mantenimiento. La importancia del Sistema de control y protección de la subestación
61
se expande si se toma en consideración el costo del ciclo de vida. Este forma parte
importante de la operación de la subestación así como del mantenimiento de la misma
y el costo de este último. Un aspecto significativo es el del costo de los repuestos, los
cuales deben ser lo más bajo posible.
Sistema de Control y Protección Convencional con sus distintos niveles.
3.5.1.- Sistema de Control Numérico
La meta de este tipo de sistemas es reemplazar las inspecciones regulares
según los intervalos de inspección suministrados por el fabricante por un sistema de
vigilancia para el nivel de subestación, que comprende el diagnóstico permanente de
los aparatos primarios, que permite pasar de las inspecciones regulares a realizar un
mantenimiento en función de las necesidades, lo que acorta considerablemente el
tiempo que transcurre entre la aparición de un fallo (que pudiera ser visto en la
62
inspección siguiente) y la eliminación del mismo. La supresión de los intervalos
regulares de mantenimiento descarga también el sistema de mando de red, ya que
para estas funciones de inspecciones preventivas no es necesario poner fuera de
servicio los transformadores, las salidas y los juegos de barras de alta tensión.
Los sistemas de control y protección numéricos están basados en equipos con
microprocesadores, los cuales, entre otras cosas necesitan menor potencia de
alimentación para su funcionamiento, las señales del equipo son digitales y son
transmitidas a través de fibra óptica lo que reduce considerablemente el cableado y
las interferencias electromagnéticas en la transmisión de data, otra ventaja de usar
equipos basados en microprocesadores y no en técnicas electromecánicas es el uso de
algoritmos de control más complejos con las ventajas del caso e incluso llevar un
registro más completo de las acciones de la Subestación. Así es posible reducir
considerablemente y simplificar la arquitectura de Control y Protección de la
subestación, lo que optimiza considerablemente el diseño de la misma. En la figura
siguiente es posible ver como se simplifica en el ámbito arquitectónico el campo de
protección y control de la subestación. Debido a que los sistemas de Control
Numérico se basan en sistemas electrónicos y no electromecánicos, poseen funciones
nuevas de control, como son la supervisión continua de todos los elementos de la
subestación, automonitoreo, etc.
Una de las desventajas más significativa de los sistemas de Control
Convencional con respecto a los sistemas de Control Numérico es que por cada
63
nueva función que se instala en el sistema secundario, se debía instalar un nuevo
elemento, lo que traía como consecuencia un mayor cableado, mayor costo y mayor
volumen de instalación, en los sistemas de control numérico, la clara separación de
aparatos y funciones solventan este inconveniente.
Sistema de Control Numérico con sus tres niveles de acción.
3.6.- Tipos de Tecnologías para Subestaciones de Alta Tensión
De acuerdo al tipo de aislamiento o de la tecnología de control y monitoreo
para los equipos de Alta Tensión, existen distintas alternativas, que van desde las
aisladas en gas o denominada GIS (Gas Insulated Substation) por sus siglas en Inglés
o las denominadas I-AIS (Inteligent Air Insulated Substation) mas adelante se
detallan estos tipos de tecnologías.
64
3.6.1.- Tecnología Convencional
Denominaremos en este trabajo como Tecnología Convencional, los equipos
de Alta Tensión, cuyo aislamiento entre equipos se basa en la permeabilidad natural
del aire y cuyos elementos de alta tensión (Transformadores de Potencial,
Transformadores de corriente, Seccionadores e Interruptores) están ubicados
individualmente a lo largo de la bahía de la subestación. Estos obviamente fueron la
primera tecnología en usarse, y por ende la más común, de allí la denominación de
Convencional en este trabajo.
3.6.2- Subestaciones Compactas
Las Subestaciones compactas son la tendencia tecnológica actual en el
mercado de alta tensión, su menor tamaño, facilidad de instalación, y amplia
accesibilidad para el mantenimiento, la han llevado a marcar la pauta en el mercado
tecnológico mundial en los últimos años. El aumento en la confiabilidad de los
interruptores los cuales tienen una tasa de falla comparable con los seccionadores ha
hecho que la necesidad de instalar los mismos para poder aislarlos del sistema
disminuya. Tal y como se muestra a continuación:
65
Aumento de la confiabilidad de las tecnologías de los interruptores con respecto a la de los seccionadores a través de los años.
Estas son fabricadas en una amplia gama que van desde las tensiones de
115kV hasta 800kV, por su menor tamaño son ideales en proyectos tanto de
ampliación de subestaciones ya existentes, que no disponen del espacio suficiente
Módulo Compacto HPL Compact
66
para esto, como también para reacondicionamiento debido a su altísima confiabilidad
en comparación con los equipos convencionales.
En cuanto a la marcada tendencia en el mundo de leyes de protección
ambiental, estas afectan mucho menos el denominado impacto ambiental que los
equipos de tipo convencional, su disposición preensamblada les permite también un
ahorro considerable de tiempo y simplificación en la realización de la estructura civil
para su instalación.
3.6.2.1.- Descripción de las Subestaciones Compactas
Las Subestaciones compactas, estas consisten en que sin alterar la
funcionalidad de los componentes fundamentales, tales como transformador de
corriente, interruptores, seccionadores y sistemas de control, han sido reorganizadas
para disposiciones mucho mas compactas y que permitan entre otras cosas una
plataforma de fundaciones más pequeña, al igual que un sistema de extracción de las
partes móviles más sencilla, simplificando así tareas de reemplazo y mantenimiento
como también capacidad de transporte. Así las subestaciones compactas ofrecen
ventajas considerables sobre las subestaciones convencionales, como son:
- Simplificación de Esquemas: El diseño utilizando módulos compactos permite
diseñar Subestaciones con esquemas mas simples y que sin embargo poseen igual o
mayor confiabilidad que diseños más complejos.
67
- Calidad y Confiabilidad: El uso de módulos preensamblados, y preprobados
en la fábrica, aseguran una alta Confiabilidad con respecto a los elementos de tipo
convencional. Al igual que la menor cantidad de componentes.
- Disminución del número de elementos: La confiabilidad de la Subestación al
tener menor número de componentes susceptibles a fallas, aumenta
considerablemente.
- Menor terreno requerido para la instalación: Las subestaciones compactas
ofrecen un reducción del área entorno al 50% y en algunos casos, hasta el 65% menos
en comparación con las Subestaciones convencionales. En las figuras de la pag. 69 se
puede apreciar a escala las diferencias de largo entre una subestación convencional, y
una con la misma función de tipo compacto, ambas son de interruptor y medio y
420kV.
- Obra Civil: Las subestaciones de tipo compacto ofrecen la facilidad de que es
necesario menor área para su desarrollo, menos fundaciones que en una subestación
de tipo convencional, el tiempo de ejecución de la obra es menor, se reduce el número
de conductores requeridos lo que abarata considerablemente el proyecto.
- Impacto Ambiental: El impacto ambiental es reducido considerablemente en
las subestaciones de tipo compacto, no sólo por sus dimensiones menores las cuáles
68
afectan considerablemente menos el medio ambiente y el impacto visual, sino que
también por la facilidad de desmantelamiento que estas ofrecen.
- Mantenibilidad: Las Subestaciones compactas ofrecen la cualidad de mejorar
notablemente la facilidad de mantenimiento tanto predictivo como correctivo
aumentando así la disponibilidad con respecto a las de tipo convencional, de acuerdo
esto tenemos:
- Mantenimiento Predictivo: Al haber menos componentes, se facilita la labor,
el uso de nuevos materiales más resistentes a la intemperie, y la implementación de
sistemas de control continuo para monitorear la subestación, también facilita la labor.
- Mantenimiento Correctivo: Los módulos compactos ofrece la facilidad de
recambiar elementos y piezas con más facilidad que en un equipo convencional.
Según el fabricante ABB los índices de confiabilidad de los módulos
Compactos son de Tasa de Falla 01675,0=λ ; MTTR = 6 h ; MF = 0,2 ; MD = 12 h.
(Ver Anexo Valores de Confiabilidad de los equipos de Alta Tensión).
69
Comparación de área entre dos subestaciones de 145kV de tres bahías.
(a) Subestación Convencional (b) Subestación Compacta
3.6.2.2.- Módulo de Entrada de Línea (LEM)
Al igual que la tecnología de módulos compactos utilizada por ABB en sus
celdas de Alta Tensión, existe una configuración similar que reúne los requisitos para
las funciones de entrada de línea, integradas en un solo módulo llamado LEM por sus
70
siglas en Inglés (Line Entrance Module) o Módulo de Entrada de Línea, en donde en
un solo módulo se combinan los elementos de:
- Transformador de Tensión.
- Cuchilla de puesta a tierra.
- Pararrayos.
Existen variantes de dichos módulos en donde se combinan con
transformadores de medición ópticos e inclusive se puede añadir la función de
medición de corriente sustituyendo el transformador de Tensión.
Modulo LEM, con sus distintas partes.
71
3.6.3.- Subestaciones Encapsuladas (GIS Gas Isulated
Substation)
Las subestaciones eléctricas aisladas en gas usan este fluido para el
aislamiento eléctrico de sus distintos componentes (maniobra, medición, barras, etc.)
de alta tensión, por sus propiedades optimas el gas utilizado es el hexafloruro de
azufre (SF6). Entre las mayores ventajas tenemos, dimensiones menores de las GIS
con respecto a las AIS, con un ahorro de espacio de alrededor de 90%, lo que la hace
ideal para instalaciones urbanas.
Entre 1960 y 1970 aparecen las primeras subestaciones GIS, y muy pronto
con las innovaciones en el área de corte de arcos eléctricos y el intenso desarrollo
informático alcanzado para los cálculos y la utilización de modelos de diseño y por la
técnica de corte basada en la expansión térmica y ayuda en la apertura se consiguen
así comandos reducidos que utilizan la energía de los resortes de forma parecida a los
interruptores de media tensión.
72
Subestación GIS de 420kV en la fabrica de ABB
En efecto el conocimiento de los fenómenos involucrados en el corte que
ocurren en las cámaras de los interruptores de hexafloruro de azufre (SF6) han
llevado a conseguir dimensiones dieléctricas más pequeñas, a la par de alcanzar un
aumento de la confiabilidad de estos equipos.
Vista una Subestación GIS en interruptor y medio de 420kV
73
Así las GIS llegan a ser de muy reducidas dimensiones, de alta confiabilidad,
con materiales de alto rendimiento y durabilidad con un mantenimiento muy
reducido. Los costos cada vez más reducidos hacen pronosticar que el uso de las GIS
se intensificará en los próximos años. Como ya se mencionó las subestaciones GIS
tienen sus partes aisladas en gas SF6 incluyendo las barras colectoras, en lugar de
aislamiento en aire como las AIS, cada equipo de alta tensión en una GIS está
encapsulado independientemente en un compartimiento metálico provisto de un
ambiente de gas SF6 a presión mayor que la atmosférica. Se forman así módulos
individuales por equipo, que luego se interconectan mecánica y eléctricamente, entre
sí para formar las distintas configuraciones. Los distintos módulos se atornillan entre
sí con bridas selladas y a gran presión para evitar que el gas escape, tal y como se
muestra en la figura siguiente en distintos colores:
Subestación GIS y sus distintos Módulos
74
Las subestaciones GIS representan el inconveniente de un alto costo inicial,
pero un bajo mantenimiento en relación con sus pares AIS, lo que las lleva a ser más
económica a la larga de los años (20 años o más), entre otras ventajas posee módulos
probados en fábrica lo que facilita el trabajo de montaje.
Las data de Confiabilidad de la Subestación GIS o encapsulada es la
siguiente:
Interruptor: Tasa de Falla 0056,0=λ ; MTTR= 15,5h ; FM = 0,06667 ; DM =27,5 h
Seccionador: Tasa de Falla 0014,0=λ ; MTTR= 24 ; FM = 0,07 ; DM = 27,5
Seccionador con Puesta a Tierra: Tasa de Falla 0001,0=λ ; MTTR = 24
Transformador de Corriente: Tasa de Falla 0004,0=λ ; MTTR= 20
Transformador de Potencial: Tasa de Falla 0007,0=λ ; MTTR= 6
Pararrayos: Tasa de Falla 0003,0=λ ;
La fuente de estos datos es Cigre Brochure of the second Internacional Survey
om High Voltaje Cas Insulated Substations Service Experience (GIS) Octubre 1999.
(Ver Anexo Valores de Confiabilidad de los equipos de Alta Tensión).
75
3.6.4.- Tecnología Híbrida PASS
PASS (Plug and Switch System) es una combinación de interruptor
automático, seccionador, interruptor de puesta a tierra y sensor o sensores de
corriente y/o de tensión, en el interior de una cámara llena de gas SF6 blindada con
metal, y barras colectoras aisladas en aire. Los interruptores automáticos,
seccionadores e interruptores de puesta a tierra empleados en el sistema PASS se
basan en la acreditada tecnología GIS.
Vista general módulo PASS con doble barra de distribución
El tubo contenedor de los elementos es de fibra de vidrio impregnada con
resina epoxídica que proporciona la necesaria estabilidad mecánica y la envoltura de
silicona permite satisfacer los requerimientos dieléctricos (vías de fuga), funcionando
76
además como protección de las influencias ambientales. El tan necesario reparto del
campo eléctrico se realiza por medio de un electrodo, prolongado de puesta a tierra.
Una diferencia importante entre la tecnología PASS y la Convencional es la
ausencia de seccionador e interruptor de puesta a tierra en el lado de línea. En muchos
tipos Convencionales de instalaciones de distribución, el seccionador de lado línea
tiene sólo una función de separación para proceder al mantenimiento de los aparatos
de alta tensión.
Debido a su alta fiabilidad y disponibilidad a largo plazo, muchas de las
configuraciones del sistema PASS permiten prescindir de los seccionadores e
interruptores de puesta a tierra del lado de línea. La puesta a tierra de la línea se
realiza cerrando el interruptor automático después de abrir los seccionadores de
barras y cerrar el interruptor de puesta a tierra.
En esta función, el interruptor automático actúa como una puesta a tierra
rápida al ponerlo en circuito. Este procedimiento se practica desde hace años en la
técnica de media tensión. Entre las ventajas de la tecnología PASS frente a la
convencional tenemos:
- Menor distancia entre fases, gracias al uso de barras colectoras tubulares y a
que la construcción es más plana que con las barras colectoras de cables y con la
construcción usual en altura; por tanto se necesitan menos estructuras metálicas.
77
- Las uniones de cables entre módulos PASS son más cortas.
- Menores fuerzas estáticas y electromagnéticas, ya que las uniones son más
cortas.
- Menor longitud y ancho de las secciones, gracias a la integración de funciones
y a que las uniones con cables son más cortas.
- Menor cantidad de aisladores y por lo tanto menos riesgo de descargas
provocadas por contaminación.
- Menos aisladores de cadena o ninguno.
- Menos estructuras metálicas y materiales para la puesta a tierra.
- Menos cimientos y canales de cableado.
78
Modulo PASS Monopolar donde se pueden distinguir: 1.- Sensor combinado de intensidad y Tensión, 2.-Interruptor automático
3.- Seccionador de puesta a tierra, 4.- Aparato de control de campo, 5.- Protección principal, 6.- Protección de reserva, 7.- Bus
Óptico.
La data de Confiabilidad de los módulos PASS a 400 kV es de: Tasa de Falla
00811,0=λ ; MTTR = 12 ; FM = 0,06667 ; DM = 12. según la data suministrada en
Cigre Brochure of the Second Internacional Survey on High Voltaje Gas Insulated
Substations Service Experience (GIS) Octubre 1999. (Ver Anexo Valores de
Confiabilidad de los equipos de Alta Tensión).
79
Capitulo IV Factores Económicos
4.1.- Costo de Falla.
“Se entiende por costo de falla el costo económico que ocasiona el
racionamiento de la energía eléctrica, el cual se manifiesta tanto en las deficiencias en
la calidad del servicio como en las interrupciones del mismo”
Debido a la creciente importancia que ha tomado realizar estudios serios sobre
la planificación del sistema eléctrico, los estudios de confiabilidad, han ganado
terreno en este sentido, para lo cual los valores de costo de falla juegan un papel
importante.
Conocer el costo de falla, en cierta medida, permite tomar la decisión entre
invertir en el sistema ó asumir el costo económico de la interrupción. Así se puede
escoger entre aceptar el riesgo de una falla y las pérdidas que pudiera acarrear por su
poca confiabilidad, o por otro lado obtener niveles de confiabilidad muy altos que
incurran en costos muy elevados, y obtener un sistema sobredimensionado. Así el
análisis del Costo del Ciclo de Vida nos da un indicador para no incurrir en ninguno
de estos extremos.
80
4.2.- Tipos de Costo de falla.
Los costo de falla se pueden clasificar en directos e indirectos. Los costos
directos se estiman a través del uso de encuestas realizadas directamente a los
consumidores de cada sector y nos dan un valor directo de las pérdidas de energía de
un punto en específico del sistema. Los métodos indirectos, en cambio, estiman el
costo de interrupción basándose en las relaciones entre la economía del área afectada
por la falla y el consumo de energía eléctrica, es decir el impacto que tendrá dicha
interrupción en los procesos asociados.
4.2.1.- Costos de Fallas Directos
Estos costos son determinados por el valor de una falla en un punto en
especifico del sistema cuya cuantificación es directa y no incluyen factores
secundarios que puedan incrementar el valor que se estima. En el caso de este estudio
se tomará el costo de la energía vendida de EDELCA hacia CADAFE, cuyo precio es
de 0,005 $/kwh como costo de falla directo.
81
4.2.2.- Costos de Fallas Indirectos
Se basa en la correlación entre las variables producto interno bruto (PIB) que
representa los bienes y servicios producidos en el país en un determinado período de
tiempo y consumo de energía eléctrica en el mismo período de tiempo. El método
indirecto determina el costo de falla desde el punto de vista económico nacional es
decir, trata de tomar en cuenta todos los procesos asociados en la red que se ven
afectados por la interrupción, y se establece por una relación directa y simple entre las
dos variables antes mencionadas, esta relación se basa en el supuesto de que la
actividad económica se reduce en proporción directa a los KWh interrumpidos
durante una falla eléctrica.
Dado que en Venezuela existe una buena correlación entre las variables producto
interno bruto y consumo de energía eléctrica, el método indirecto puede ser aplicado
para el cálculo de costo de falla en el sistema eléctrico venezolano. Los valores de
acuerdo a cada región se muestra en la Tabla de Costos de Fallas Indirectos de
acuerdo a la región del país, en la página 84.
4.3.- Valor Presente Neto
Con la ingeniería económica es posible analizar casos tales como:
82
- Reemplazo de equipos obsoletos.
- Adquisición de nueva maquinaria o rentarla sólo por un tiempo.
- Plan de reemplazos parciales o totales en una instalación.
- Elegir entre dos o más procesos alternativos.
- Toma de decisiones económicas bajo riesgo.
Este tipo de decisiones tienen siempre una base monetaria, y es por eso que
tiene un papel preponderante el valor presente neto en la toma de decisiones cuando
se evalúan distintas alternativas.
Con el pasar del tiempo, la ingeniería se volvió más compleja y las técnicas de
ingeniería económica o análisis económico de la ingeniería, se volvió un conjunto de
técnicas para tomar decisiones de índole económica en el ámbito industrial,
considerando siempre el valor del dinero a través del tiempo.
Así las estimaciones a futuro se volvieron comunes en ingeniería como la
necesidad de tener una predicción de estas en el tiempo, así el Valor Presente Neto se
volvió la herramienta de uso común para estimar el costo de un proyecto en un
número de años dados, en valor actual. En otras palabras, el Valor Presente Neto no
es otra cosa que traer del futuro al presente cantidades monetarias a su valor
equivalente en el presente.
83
Para calcularlo se utiliza la denominada tabla de gradientes la cual se puede
resumir brevemente en la siguiente formula:
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡+−+
= n
n
iiiAA
)1(*1)1(*`
Donde, =n número de años, =i Tasa de descuento.
84
Tabla de Costos de Fallas Indirectos de acuerdo a la región del país.
Region Estados Costo $/kWh
Guayana Amazonas 2,75
Bolivar
Oriente Sucre 1,49
Monagas
Anzoategui
Nueva Esparta
Delta Amacuro
Capital Miranda 2,22
Distrito Capital
Central Aragua 1,54
Carabobo
Cojedes
Falcón
Guárico
Yaracuy
Nor Occidental Lara 2,04
Zulia
Sur Occidental Apure 1,14
Barinas
Portuguesa
Trujillo
Táchira
Mérida
Total Nacional 1,97
Fuente: Cálculo del Costo de falla para el sistema eléctrico Venezolano, C.V.G. EDELCA, autor Ing.
Manuel Acosta y Econ. Milagros Rodríguez
85
Capitulo V Metodología
El propósito de la siguiente metodología es escoger la mejor tecnología
disponible para la subestación, que sea una solución óptima entre confiabilidad y
costos, prediciendo el costo total del proyecto, el cual incluye el costo inicial, los
costos de operación y mantenimiento y los costos por indisponibilidad (Energía no
servida y actividades asociadas a esta) de la subestación.
Para esto se evalúan las distintas alternativas tecnológicas (Convencional,
Compacta, Híbrida y Encapsulada) usando el costo del ciclo de vida como parámetro
de comparación.
Los principales ítems de comparación serán evaluados de la siguiente manera:
Costos Iniciales:
- Costos de Equipo de Alta Tensión y accesorios.
- Costo de Obras Civiles.
- Pruebas, Montaje.
- Materiales Varios.
- Transporte Terrestre.
- Flete Marítimo.
86
- Aranceles.
Costos de Operación y Mantenimiento:
- Costos por Mantenimiento.
- Equipos para Mantenimiento.
- Repuestos.
Costos Variables:
- Costos por Energía no servida.
- Costos por Reparaciones.
- Repuestos.
Todos estos ítems dentro de su respectivos puntos van evaluados en la fórmula:
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
+−+
++=n
n
iii
CVCFCILCC)1(*
1)1(*][
El tiempo de Indisponibilidad de la subestación tanto por fallas como por
mantenimientos serán calculados con el programa SubRel™ propiedad de ABB
desarrollado en el Instituto de tecnología de Sistemas eléctricos ubicado en la ciudad
de Raleigh en Carolina del Norte, Estados Unidos.
87
5.1.- Descripción del programa SubRel
SubRel™ es un programa capaz de calcular la confiabilidad de distintas
topologías o arreglos de subestaciones al igual que de distintos equipos. SubRel™ es
capaz de modelar cada posible contingencia determinando el impacto de dicha
contingencia en la confiabilidad de cada componente afectado. Este es capaz de
simular cada falla del sistema cuando está operando en condiciones normales.
Consola de SubRel™ propiedad de ABB
También cuando una parte de la subestación falla, la aísla de acuerdo a las
posibilidades y considera el tiempo de reparación que pudiera tomar dicha falla,
además puede simular la falla o mantenimiento de un componente el que debe ser
aislado del resto del sistema, reconfigurando este, para posteriormente evaluar el
tiempo que estuvo la subestación indisponible si este fuera el caso. SubRel™ ha sido
ampliamente probado internacionalmente por la compañía ABB en varios países del
88
mundo tales como Estados Unidos, Italia, Brasil y Francia entre otros. Otra
característica del programa es que calcula de manera separada la indisponibilidad de
la subestación ya sea por Mantenimiento o por Fallas, la primera la calcula utilizando
métodos Determinísticos, y la segunda utilizando métodos Estocásticos tal como
Monte Carlo. Otra ventaja que presenta el programa sobre otros de su tipo es que esta
diseñado directamente para calcular la Confiabilidad de Subestaciones, utilizando
para ello una interfaz gráfica que permite distinguir claramente los elementos en
cálculo, lo que resulta una ventaja al momento de verificar los elementos en cálculo
que intervienen.
La primera operación que realiza SubRel™ es determinar la cantidad de
tiempo en que la subestación está en operación normal (NS), lo cual es equivalente a
la suma del tiempo que la subestación opera normalmente en un año, menos el tiempo
que se requiere para labores de mantenimiento (MS) tal y como se muestra a
continuación:
87608760 MSNS −
=
Luego el programa simula por cada componente cada posible falla (cuando el
sistema está operando en estado normal). Por cada componente fallado SubRel™
sigue las siguientes secuencias de eventos:
- El componente experimenta una avería o falla.
89
- La protección más cercana y que corresponda con el componente fallado actúa
(SubRel™ asume que el sistema secundario o de protección es perfecto y no
falla).
- Después de una falla (determinado por el MTTS del elemento), la falla es
aislada y el sistema reconfigurado de manera de restaurar la energía a cuantas
cargas sea posible.
- Por último, después de falla el elemento, entra en acción el MTTR, la falla es
reparada y el sistema vuelve a operar de manera normal.
Algunas veces una falla pudiera impactar en la confiabilidad de uno o varios
componentes de la subestación en diferentes formas. SubRel™ trata de cuantificar la
contribución de cada falla en la frecuencia de salida de cada elemento y la duración
de fuera de servicio de estos. Estos valores son entonces evaluados en la tasa de falla
de los componentes fallados y en la probabilidad de que la subestación siga operando
de manera normal.
Después de simular fallas, en su estado de operación normal, SubRel™
simula todos los estados posibles de Mantenimiento y las posibles fallas cuando se
realiza estas labores. Cuando un componente recibe labores de mantenimiento,
SubRel™ inmediatamente lo aísla del sistema y lo reconfigura de manera de tratar
90
de suplir el máximo número de cargas como sea posible, y como es lógico cuando un
elemento recibe mantenimiento es considerado como fuera de servicio, al igual que
los elementos cercanos que se vean involucrados. Después de que SubRel™
determina los estados de mantenimiento y tiene operando el sistema reconfigurado
para suplir las cargas, vuelve a simular fallas y evalúa el comportamiento del sistema.
Estas últimas simulaciones utilizan los mismos métodos y algoritmos que las
primeras pero, con la particularidad de que esta vez el sistema arranca desde cero con
una nueva configuración.
5.2.- Asunciones
Asunciones económicas:
Personal:
- Técnico Electricista 67 $/día
- Técnico de Reparación 67 $/día
- Líniero 67 $/día
- Técnico Electro Mecánico 67 $/día
- Ingeniero Electricista Especializado 140 $/día
91
Equipos:
- Materiales (Brocha, cepillo de alambre, solvente, Pintura Galvanizante, Pintura
Anticorrosivo, Grasa Grafitada, etc.) 50 $
- Equipos Especiales (Camioneta, Camión Cesta) 280 $/día
- Equipos de Prueba (Multímetro, Medidor de aislamiento AC (doble), registrador
de tiempo, medidor de resistencia de contactos) 175 $/día
Energía no servida:
- Costo directo por interrupción 0,05 $/kWh
- Costo Indirecto por interrupción
(región NorOriental) 1,49 $/kWh
Otras asunciones
- El equipo de Mantenimiento está compuesto por seis (6) personas, un (1)
Técnico electricista, tres (3) Técnicos Electro-mecánicos, un (1) Líniero y un
(1) Ingeniero Electricista especializado.
- El equipo de Reparación está compuesto por siete (7) personas, dos (2)
Técnico
92
- Electricista, tres (3) Técnicos Electro-mecánicos, un (1) Líniero y un (1)
Ingeniero Electricista especializado.
Fuente: C.V.G. EDELCA
- El número de años “n” de vida de la subestación será fijado en 30 años.
- La Tasa de descuento que se utilizará será de 5% en US dólar.
5.3.- Subestaciones en Estudio
Los desarrollos hidroeléctricos construidos por C.V.G EDELCA satisfacen los
requerimientos de energía de los grandes y medianos consumidores radicados en la
zona (Guayana), así como parte de los requerimientos del resto del país, los cuales
son suministrados mediante un sistema de transmisión que opera a 765, 400 y 230
kV. Esta red de transmisión se interconecta a su vez con los sistemas eléctricos
propiedad de otras empresas como CADAFE, Electricidad de Caracas, Enelbar,
Enelven y Enelco, las cuales finalmente llevan el servicio eléctrico a sus clientes a lo
largo de la geografía nacional. A nivel de 400 mil voltios la red parte desde Guri y se
prolonga hasta la zona central del país en la subestación San Gerónimo pasando por
la subestación El Tigre 400/230 kV.
93
Sistema de Transmisión Troncal de C.V.G. EDELCA.
Entre ambas subestaciones se encuentra un anillo a 400 kV que representa el
sistema de transmisión más importante para el suministro de las cargas
correspondientes al sector petrolero, en el complejo de José, conformado por las
subestaciones El Tigre, Barbacoa, José y San Gerónimo. Por otra parte, otro sistema
importante, es el de la Electricidad de Caracas, que se interconecta a través de dos
nexos, uno de estos nexos lo conforma dos circuitos que parten desde la subestación
Santa Teresa 400/230 kV que se estudia en este trabajo y el otro es a través de la
subestación OMZ a 765/230 kV. En el presente estudio se tomarán como ejemplo las
subestaciones Santa Teresa y El Tigre 400 kV.
94
5.4.- Descripción Subestación Santa Teresa 400kV
5.4.1.- Ubicación Subestación Santa Teresa
La subestación Santa Teresa 400kV está ubicada en la carretera Santa Teresa
del Tuy – Santa Lucía, Estado Miranda, y es propiedad de la compañía eléctrica
estatal C.V.G. EDELCA, CADAFE, ELECAR 400/230/34.5 kV
5.4.2.- Características Técnicas de la Subestación
La subestación Santa Teresa pertenece a la red de transmisión troncal de
C.V.G EDELCA, este sistema está constituido por una subestación generadora, (S/E
Guri A), dos subestaciones intermedias (S/E’s El Tigre y San Gerónimo) y una
subestación terminal (S/E Santa Teresa). Esta inicio operaciones en los primeros años
de la década del 70 con lo que se acerca al final de su vida útil.
95
Vista General del Patio de la Subestación Santa Teresa.
La subestación Santa Teresa opera bajo el esquema de interruptor y medio con
tecnología de tipo Convencional y aislada en aire, comprende cinco (5) bahías y trece
(13) celdas en 400kV adicionalmente dos reactores en derivación de 100 MVAR cada
uno, conectados a las llegadas de la línea y un (1) reactor de 50 MVAR conectado en
el arrollado terciario del Autotransformador de 400/230 kV., con las siguientes
entradas y salidas:
- Dos (2) líneas de llegadas provenientes de la subestación San Gerónimo (San
Gerónimo 1 y San Gerónimo 2)
- Tres (3) salidas que van a (2) Autotransformadores de 450 MVA que van a la
Subestación Santa Teresa 230kV propiedad de CADAFE, y otra salida que va
directamente a un (1) Autotransformador en la subestación Ciudad Losada.
96
5.4.3.- Operación Subestación Santa Teresa 400kV
Simulando fallas a través del programa DigSilent, programa de simulación
utilizado en OPSIS, se simularon los casos de plena carga (Sistema completo), salida
de servicio Línea San Gerónimo 1, salida de servicio Línea San Gerónimo 2, salida
de servicio AT 1 hacia CADAFE, salida de servicio Línea que va al AT en Diego de
Lozada. La capacidad de operación de la subestación en pleno es de 450 MVA por
cada una de sus (3) salidas pero como se detalla más adelante en su operación esta
nunca se alcanza dando a la subestación un amplio margen de operación.
5.4.4.- Operación Subestación Santa Teresa
Operación Plena Carga MVA % Carga
Salidas
Sta. Teresa D.Lozada 226,73 18,74%
AT 1 hacia CADAFE 234,53 53,80%
AT 2 hacia CADAFE 234,53 53,80%
Entradas
San Geronimo 1 339,77 28,03%
San Geronimo 2 348,53 29,37%
Operación Subestación Santa Teresa a plena carga
97
Operación F/S AT1 MVA % Carga
Salidas
Sta. Teresa D.Lozada 311,51 25,67%
AT 1 hacia CADAFE FALLA!! 0,00%
AT 2 hacia CADAFE 353,64 80,88%
Entradas
San Geronimo 1 326,11 26,81%
San Geronimo 2 334,43 28,08%
Operación de la subestación Santa Teresa cuando se ve afectada la salida de línea del AT1
Operación F/S San Ger.2 MVA % Carga
Salidas
Sta. Teresa D.Lozada 155,09 13,16%
AT 1 hacia CADAFE 150,52 35,51%
AT 2 hacia CADAFE 150,52 35,51%
Entradas San Geronimo 1 FALLA!! 0,00%
San Geronimo 2 446,96 37,93%
Operación de la subestación Santa Teresa cuando se ve afectada la salida de línea hacia San Gerónimo 2
Operación F/S San Ger.1 MVA % Carga
Salidas
Sta. Teresa D.Lozada 155,09 13,16%
AT 1 hacia CADAFE 150,52 35,51%
AT 2 hacia CADAFE 150,52 35,51%
Entradas
San Geronimo 1 446,96 37,93%
San Geronimo 2 FALLA!! 0,00%
Operación de la subestación Santa Teresa cuando se ve afectada la salida de línea hacia San Gerónimo 1
Operación F/S D. Lozada MVA % Carga
Salidas
Sta. Teresa D.Lozada FALLA!! 0,00%
AT 1 hacia CADAFE 329,77 75,64%
AT 2 hacia CADAFE 329,77 75,64%
Entradas
San Geronimo 1 325,65 26,86%
San Geronimo 2 339,89 28,13%
Operación de la subestación Santa Teresa cuando se ve afectada la salida de línea hacia Diego de Lozada
98
5.4.5.- Lista de Equipos Subestación Santa Teresa 400kV
La subestación Santa Teresa consta de los siguientes equipos
principales:
- Catorce (14) seccionadores con Puesta a Tierra.
- Diez (10) seccionadores de Barra.
- Nueve (9) interruptores de aire comprimido.
- Cuatro (4) interruptores de SF6.
- Treinta y nueve (39) transformadores de corriente.
- Catorce (14) Transformadores de Tensión.
- Once (11) Transformadores de Potencia de 150 MVA cada uno.
- Tres (3) Reactancias.
- Veinticuatro (24) Pararrayos.
99
Lista de equipos detallada Subestación Santa Teresa
Equipo Marca Tipo o Modelo Unid.
Seccionador con Puesta a tierra S & E RD 500 12
Seccionador con Puesta a tierra Merlin Gerin A 100 353- DR 2
Seccionador de Barra S & E RD 500 7
Seccionador de Barra Merlin Gerin A 100 353- DR 2
Seccionador S & E RS 3078 1
Interruptor Delle Alsthom PK 4A 4
Interruptor Delle Alsthom PK 4B 2
Interruptor GEC Alsthom FX 22 2
Interruptor English Electric ST 6 GHD 2
Interruptor Merlin Gerin FA 2 A 2
Interruptor GEC Alsthom FXT 9 1
Transformador de Corriente Alsthom Savoisienne IH 420-12 13
Transformador de Corriente English Electric FMJ 11
Transformador de Corriente Arteche CTK-420 E 6
Transformador de Corriente Asea IMBD 245 A 4 3
Transformador de Corriente Asea IMBE 245 A 3 3
Transformador de Corriente Arteche CT 1-245E 3
Transformador de Tensión Alsthom Atlantic UHC 420 4
Transformador de Tensión Alsthom Savoisienne UHC 420/4.5 1
Transformador de Tensión Alsthom Savoisienne UH 420/4.5 1
Transformador de Tensión Arteche DDC-300 E 3
Transformador de Tensión Arteche DFC-420 E 1
Transformador de Tensión Alsthom Balteau CCV-420-25-340-C3-G2 1
Transformador de Tensión Magrini Galileo CPT 420/5 2
Autotransformador ACEC - 4
Autotransformador Savigliano - 3
Autotransformador Savigliano - 4
Reactancia Acec Charleroy O.A 1
Reactancia Acec Charleroy O.A 2
Pararrayo Asea XAL 396S 12
Pararrayo General Electric HS 336 3
Pararrayo Asea XAL 228 6
Pararrayo General Electric 11 XVA 228 3
100
5.5.- Descripción Subestación El Tigre 400kV
5.5.1.- Ubicación Subestación El Tigre
La subestación El Tigre 400kV esta ubicada en la carretera Ciudad Bolívar-El
Tigre en el kilómetro 7 del estado Anzoátegui.
5.5.2.- Características Técnicas de la Subestación El Tigre
Esta subestación al igual que la subestación Santa Teresa pertenece a la red de
transmisión troncal de C.V.G. EDELCA, entre las catalogadas estaciones intermedias
junto a San Gerónimo a 400kV, está subestación inicia operaciones al igual que sus
pares a principio de los años 70. Esta opera en el esquema de interruptor y medio, con
tecnología de tipo convencional y aislada en aire, está compuesta por cinco (5) bahías
y trece (13) celdas, con las siguientes entradas y salidas:
- Tres (3) entradas de líneas provenientes de las subestaciones La Canoa, Guri
“A” 1 y Guri “A” 2.
- Cinco (5) Salidas de línea, dos (2) a la subestación San Gerónimo, una (1) a la
subestación Barbacoa II y dos (2) salidas a la subestación El Tigre a 230kV de
CADAFE a través de dos Autotransformadores de 450 MVA cada uno.
101
5.5.3.- Operación de la Subestación El Tigre 400 kV
Simulando fallas a través del programa DigSilent, programa de simulación
utilizado en OPSIS, se simularon los casos de plena carga (Sistema completo), salida
de servicio del AT 1 de CADAFE, salida de servicio Línea Barbacoa, salida de
servicio línea El Tigre-San Gerónimo 1, salida de servicio línea El Tigre-San
Gerónimo 2, salida de servicio línea La Canoa-El Tigre, salida de servicio línea Guri
“A”1-El Tigre, salida de servicio línea Guri “A”2 - El Tigre.
5.5.4.- Operación Subestación El Tigre
Operación Plena Carga MVA % Carga
Salidas
San Gerónimo 1 262,42 21,95%
San Gerónimo 2 264,65 39,14%
Barbacoa 449,99 38,19%
AT 1 hacia CADAFE 329,72 75.08%
AT 2 hacia CADAFE 329,72 75,07%
Entradas
La Canoa 453,47 37,93%
Guri "A" 1 502,90 42,07%
Guri "A" 2 505,53 41,40%
Operación a plena carga Subestación El Tigre
102
Operación FS Barbacoa MVA % Carga
Salidas
San Gerónimo 1 318,46 21,95%
San Gerónimo 2 320,95 39,14%
Barbacoa FALLA 0,00%
AT 1 hacia CADAFE 440,45 101,63%
AT 2 hacia CADAFE 440,45 101,63%
Entradas
La Canoa 421,64 35,74%
Guri "A" 1 472,30 40,04%
Guri "A" 2 474,80 39,40%
Operación Subestación El Tigre cuando se ve afectada la salida de línea hacia Barbacoa
Operación FS San Ger 2 MVA % Carga
Salidas
San Gerónimo 1 286,88 48,87%
San Gerónimo 2 FALLA 0,00%
Barbacoa 479,12 41,38%
AT 1 hacia CADAFE 337,31 78,28%
AT 2 hacia CADAFE 337,31 78,28%
Entradas
La Canoa 425,89 36,28%
Guri "A" 1 476,77 40,62%
Guri "A" 2 476,77 39,98%
Operación Subestación El Tigre cuando se ve afectada la línea hacia San Gerónimo 2
Operación FS Guri "A" 1 MVA % Carga
Salidas
San Gerónimo 1 228,38 19,52%
San Gerónimo 2 230,41 34,82%
Barbacoa 417,33 35,69%
AT 1 hacia CADAFE 290,03 67,49%
AT 2 hacia CADAFE 290,03 67,49%
Entradas
La Canoa 587,31 50,21%
Guri "A" 1 0,00 0,00%
Guri "A" 2 639,77 53,54%
Operación Subestación El Tigre cuando se ve afectada la línea hacia Guri “A” 1
103
Operación FS AT1 MVA % Carga
Salidas
San Gerónimo 1 267,66 21,95%
San Gerónimo 2 269,91 39,14%
Barbacoa 479,15 38,19%
AT 1 hacia CADAFE FALLA 0,00%
AT 2 hacia CADAFE 596,23 135,58%
Entradas
La Canoa 445,73 37,24%
Guri "A" 1 495,17 41,37%
Guri "A" 2 497,76 40,71%
Operación Subestación El Tigre cuando se ve afectada la línea del AT1
Operación San Ger 1 MVA % Carga
Salidas
San Gerónimo 1 FALLA 0,00%
San Gerónimo 2 286,14 39,14%
Barbacoa 487,90 41,39%
AT 1 hacia CADAFE 337,20 78,23%
AT 2 hacia CADAFE 337,20 78,23%
Entradas
La Canoa 425,71 36,28%
Guri "A" 1 476,62 40,62%
Guri "A" 2 479,15 39,98%
Operación Subestación El Tigre cuando se ve afectada la línea hacia San Geronimo1
Operación FS La Canoa MVA % Carga
Salidas
San Gerónimo 1 171,26 19,56%
San Gerónimo 2 171,23 34,88%
Barbacoa 417,58 35,91%
AT 1 hacia CADAFE 295,36 68,36%
AT 2 hacia CADAFE 295,36 68,36%
Entradas
La Canoa 0,00 0,00%
Guri "A" 1 624,28 53,08%
Guri "A" 2 627,62 52,24%
Operación Subestación El Tigre cuando se ve afectada la línea hacia la Canoa
104
Operación FS Guri "A" 2 MVA % Carga
Salidas
San Gerónimo 1 228,01 19,49%
San Gerónimo 2 230,03 34,76%
Barbacoa 417,18 35,67%
AT 1 hacia CADAFE 290,00 67,46%
AT 2 hacia CADAFE 290,00 67,46%
Entradas
La Canoa 588,46 50,29%
Guri "A" 1 0,00 0,00%
Guri "A" 2 639,77 53,54%
Operación Subestación El Tigre cuando se ve afectada la línea proveniente desde Guri “A” 2
5.5.5.- Lista de equipos Subestación El Tigre 400kV
- Quince (15) Seccionadores de Puesta a Tierra.
- Quince (15) Seccionadores de Barra.
- Un (1) seccionador con fusible.
- Catorce (14) Interruptores de Aire Comprimido.
- Treinta y nueve (39) Transformadores de corriente.
- Diecisiete (17) Transformadores de Tensión.
- Ocho (8) Auto transformadores de Potencia de 150 MVA cada uno.
- Doce (12) Pararrayos.
105
Lista detallada de los equipos Subestación El Tigre
Equipo Marca Tipo o Modelo Unid.
Seccionador con Puesta a tierra S & E RD 501 7
Seccionador con Puesta a tierra Merlin Gerin DRB 100 353 8
Seccionador S & E RD 501 8
Seccionador Merlin Gerin DRB 100 353 7
Seccionador con Fusible S & E NEBB 1
Interruptor English Electric ST 6 GHD 4
Interruptor Delle Alsthom PK 4B 2
Interruptor Merlin Gerin FA 2 A 8
Transformador de Corriente English Electric FMJ 6
Transformador de Corriente Alsthom Savoisienne IH 420-12 9
Transformador de Corriente Arteche CTK-420 E 24
Transformador de Tensión Alsthom Savoisienne UHC 420/4.5 3
Transformador de Tensión Asea CUEA 400SS 2
Transformador de Tensión Arteche DFC-420 E 12
Autotransformador Marelli OME/FAO-100 4
Autotransformador HITACHI FAO 4
Pararrayo Asea XAL 3963 3
Pararrayo General Electric 9L11XVH-601 3
Pararrayo Asea XAL228 3
Pararrayo General Electric 11XVA,228 3
5.6.- Determinación de la Energía No Servida
Para obtener la Energía No Servida de la Subestaciones en estudio, se analiza
las contingencias que podría ocasionar la salida de servicio de una de las líneas de
salida de las subestaciones, utilizando las simulaciones de operación suministradas
por OPSIS, así tenemos que para un caso en que la subestación no pueda asumir o
satisfacer totalmente la carga, por falta de capacidad, esta se vea en la necesidad de
racionar energía, entregando así menos energía a la carga, para este caso en especial,
se utilizará un costo de falla directo de 0,05 $/kWh, y se utilizará un tiempo máximo
106
de racionamiento de 2 horas, luego de las cuales, entrará en uso el costo de falla
indirecto de 1,49 $/kWh para la subestación El Tigre y de 2,22 $/kWh para la
subestación Santa Teresa por su área de influencia geográfica.
107
Capitulo VI Resultados
6.1.- Presentación de los Resultados
Los resultados por cada Subestación se muestran por separado de acuerdo a la
salida de línea que contiene el AT 1, en el caso de la subestación El Tigre es idéntico
el caso de salida de servicio de la línea del AT 1 que la del AT 2 y en el caso de la
subestación Santa Teresa, ninguno de las tres líneas que salieran de servicio afectaría
el suministro como se indicó, en el capitulo anterior cuando se analizó la operación de
ambas subestaciones, así se analizará el LCC de la subestaciones en cuestión. Para
visualizar mejor los resultados, se ofrecen porcentualmente, en base a el costo inicial
de la tecnología Convencional, para ofrecer un parámetro de comparación de acuerdo
a la inversión inicial. Adicionalmente se muestra en gráficas de barras, el número de
horas de Indisponibilidad por cada solución tecnológica.
108
Gráfica 1 Subestación El Tigre 400kV Salida de Servicio AT 1
$0,00
$5.000.000,00
$10.000.000,00
$15.000.000,00
$20.000.000,00
$25.000.000,00
$30.000.000,00
$35.000.000,00
LCC2 AT2
LCC2 AT tot $25.810.487,98 $15.083.921,22 $17.631.688,80 $31.132.600,69
CI $7.795.133,45 $8.772.511,15 $12.388.367,55 $27.850.461,60
FC $7.876.323,29 $3.369.609,85 $2.670.533,16 $1.307.752,42
CV $10.139.031,24 $2.941.800,22 $2.572.788,09 $1.974.386,67
CONV COMPACT PASS GIS
Comparación cuando se ve afectada la salida de línea de AT 1, utilizando el Costo de Falla Directo de 0,05 $/kWh. y un interés de 5%
109
Gráfica 2
Subestación El Tigre 400kV Salida de Servicio AT 1
0,00%
50,00%
100,00%
150,00%
200,00%
250,00%
300,00%
350,00%
400,00%
LCC2 TOTAL%
LCC2 AT tot 331,11% 193,50% 226,19% 399,39%
CI 100,00% 112,54% 158,92% 357,28%
FC 101,04% 43,23% 34,26% 16,78%
CV 130,07% 37,74% 33,01% 25,33%
CONV COMPACT PASS GIS
Comparación porcentual del LCC cuando se ve afectada la salida de línea de AT 1, utilizando el Costo de Falla Indirecto de 0,05 $/kWh. y un interés de 5%
110
Gráfica 3 Subestación El Tigre 400kV Salida de Servicio AT 1
$0,00
$20.000.000,00
$40.000.000,00
$60.000.000,00
$80.000.000,00
$100.000.000,00
$120.000.000,00
$140.000.000,00
$160.000.000,00
LCC2 AT2
LCC2 AT tot $153.438.519,39 $47.985.168,48 $48.502.790,23 $55.866.148,81
CI $7.795.133,45 $8.772.511,15 $12.388.367,55 $27.850.461,60
FC $7.876.323,29 $3.369.609,85 $2.670.533,16 $1.307.752,42
CV $137.767.062,65 $35.843.047,48 $33.443.889,52 $26.707.934,79
CONV COMPACT PASS GIS
Comparación cuando se ve afectada la salida de línea de AT 1, utilizando el Costo de Falla Indirecto de 1,49 $/kWh y un interés de 5%
111
Gráfica 4 Subestación El Tigre 400kV Salida de Servicio AT1
0,00%
200,00%
400,00%
600,00%
800,00%
1000,00%
1200,00%
1400,00%
1600,00%
1800,00%
2000,00%
LCC2 TOTAL%
LCC2 AT tot 1968,39% 615,58% 622,22% 716,68%
CI 100,00% 112,54% 158,92% 357,28%
FC 101,04% 43,23% 34,26% 16,78%
CV 1767,35% 459,81% 429,04% 342,62%
CONV COMPACT PASS GIS
Comparación Porcentual cuando se ve afectada la salida de línea de AT 1, utilizando el Costo de Falla Indirecto de 1,49 $/kWh y un interés de 5%
112
Gráfica 5
Subestación Santa Teresa Salida de Servicio AT 1
$0,00
$5.000.000,00
$10.000.000,00
$15.000.000,00
$20.000.000,00
$25.000.000,00
LCC1 AT
LCC1 AT tot $7.621.017,05 $8.127.856,44 $10.518.502,82 $21.830.255,98
CI $5.996.256,50 $6.748.085,50 $9.529.513,50 $21.423.432,00
FC $796.396,57 $777.741,51 $574.705,12 $295.401,62
CV $828.363,99 $602.029,43 $414.284,20 $111.422,36
CONV COMPACT PASS GIS
Comparación del LCC cuando sale de servicio el AT 1 de la subestación Santa Teresa utilizando el Costo de Falla de 0,05$/Kwh. una tasa de interés de 5%.
113
Gráfica 6
Subestación Santa Teresa Salida de Servicio AT1
0,00%
50,00%
100,00%
150,00%
200,00%
250,00%
300,00%
350,00%
400,00%
LCC1 TOTAL%
LCC1 AT tot 127,10% 135,55% 175,42% 364,06%
CI 100,00% 112,54% 158,92% 357,28%
FC 13,28% 12,97% 9,58% 4,93%
CV 13,81% 10,04% 6,91% 1,86%
CONV COMPACT PASS GIS
Comparación Porcentual del LCC cuando sale de servicio el AT 1 de la subestación Santa Teresa utilizando el Costo de Falla de 0,05$/Kwh. una tasa de interés de 5%.
114
Gráfica 7
Comparación de horas de Indisponibilidad por Solución Tecnológica Subestación Santa Teresa
0,0000
2,0000
4,0000
6,0000
8,0000
10,0000
12,0000
14,0000
16,0000
18,0000
Total horas Fuera de Servicio AT 1 Sta. Teresa
Total 16,7285 4,5760 3,4069 3,5039
Maintenance 12,0000 3,0760 2,6569 3,2891
Stochastic 4,7285 1,5000 0,7500 0,2148
CONV COMPACT PASS GIS
115
Gráfica 8
Comparación de horas de Indisponibilidad por Solución Tecnológica Subestación Santa Teresa
0,0000
2,0000
4,0000
6,0000
8,0000
10,0000
12,0000
14,0000
16,0000
18,0000
20,0000
Total Horas Fuera de Servicio AT 2 Sta. Teresa
Total 19,9308 5,4932 4,4607 3,5336
Maintenance 15,2000 3,8932 3,6603 3,3162
Stochastic 4,7308 1,6000 0,8004 0,2174
CONV COMPACT PASS GIS
116
Gráfica 9
Comparación de horas de Indisponibilidad por Solución Tecnológica Subestación Santa Teresa
0,0000
2,0000
4,0000
6,0000
8,0000
10,0000
12,0000
14,0000
16,0000
18,0000
Total Horas Fuera de Servicio AT 3 Sta. Teresa
Total 16,7364 5,8616 4,5259 3,5033
Maintenance 12,0000 3,9940 3,7149 3,2885
Stochastic 4,7364 1,8676 0,8110 0,2148
CONV COMPACT PASS GIS
117
Gráfica 10
Comparación de horas de Indisponibilidad por Solución Tecnológica Subestación El Tigre
0,0000
2,0000
4,0000
6,0000
8,0000
10,0000
12,0000
14,0000
16,0000
18,0000
20,0000
Total horas Fuera de Servicio AT 1 El Tigre
Total 19,9098 5,1322 5,3715 3,6673
Maintenance 16,2000 3,6322 4,1895 3,4425
Stochastic 3,7098 1,5000 1,1820 0,2248
CONV COMPACT PASS GIS
118
Gráfica 11
Comparación de horas de Indisponibilidad por Solución Tecnológica Subestación El Tigre
0,0000
2,0000
4,0000
6,0000
8,0000
10,0000
12,0000
14,0000
16,0000
18,0000
20,0000
Total Horas Fuera de Servicio AT 2 El Tigre
Total 19,9098 5,1329 5,3769 3,7019
Maintenance 16,2000 3,6329 4,1923 3,4750
Stochastic 3,7098 1,5000 1,1846 0,2269
CONV COMPACT PASS GIS
119
6.2.- Análisis de Resultados
Analizando las gráficas en función de las variables estudiadas se observa:
Para la Subestación El Tigre:
- El Costo del ciclo de vida para un costo de falla directo y para un interés de
5% obtenemos un total de $ 25.810.487 para la solución Convencional, $
15.083.921 para la solución Compacta, $ 17.631.688 para la solución Híbrida
o PASS y de $ 31.132.600 para la solución Encapsulada.
- El Costo del ciclo de vida para un costo de falla indirecto y para un interés de
5% obtenemos un total de $ 153.438.520 para la solución Convencional, $
47.985.169 para la solución Compacta, $ 48.502.790 para la solución Híbrida
o PASS y de $ 55.866.149 para la solución Encapsulada.
- La Indisponibilidad total de la subestación El Tigre es para su salida de línea
correspondiente al AT 1 de 19,91 horas al año, para la solución Convencional,
de 5,13 horas al año para la solución Compacta, de 5,37 horas al año para la
solución Híbrida o PASS y de 3,68 horas al año para la solución Encapsulada.
120
- La Indisponibilidad total de la subestación El Tigre es para su salida de línea
correspondiente al AT 2 de 19,91 horas al año, para la solución Convencional,
de 5,13 horas al año para la solución Compacta, de 5,38 horas al año para la
solución Híbrida o PASS y de 3,70 horas al año para la solución Encapsulada.
- La gran diferencia existente entre los valores del costo del ciclo de vida
cuando se utiliza el costo de falla indirecto es debido a que se asume que se
puede entregar energía de manera racionada durante dos horas y con un costo
de falla directo, debido a que las soluciones convencionales distan mucho de
dos horas, entre 17 y 19 horas, los valores son considerablemente mayores.
Para la Subestación Santa Teresa:
- El Costo del ciclo de vida para un interés de 5% obtenemos un total de $
7.621.018 para la solución Convencional, $ 8.127.857 para la solución
Compacta, $ 10.518.503 para la solución Híbrida o PASS y de $ 21.830.256
para la solución Encapsulada.
- Debido a que la subestación Santa Teresa está en capacidad de entregar
siempre energía, y que su funcionamiento excede con creces sus
requerimientos, esta nunca presenta, para los efectos del presente estudio,
Indisponibilidad, por lo que no se evalúa sus costos indirectos por fallas al
igual que los directos por ser prácticamente nulos.
121
- La Indisponibilidad total de la subestación Santa Teresa es para su salida de
línea correspondiente al AT 1 de 16,73 horas al año, para la solución
Convencional, de 4,58 horas al año para la solución Compacta, de 3,41 horas
al año para la solución Híbrida o PASS y de 3,51 horas al año para la solución
encapsulada.
- La Indisponibilidad total de la subestación Santa Teresa es para su salida de
línea correspondiente al AT 2 de 19,93 horas al año, para la solución
Convencional, de 5,49 horas al año para la solución Compacta, de 4,47 horas
al año para la solución Híbrida o PASS y de 3,54 horas al año para la solución
encapsulada.
- La Indisponibilidad total de la subestación Santa Teresa es para su salida de
línea correspondiente al AT 1 de 16,73 horas al año, para la solución
Convencional, de 4,58 horas al año para la solución Compacta, de 3,41 horas
al año para la solución Híbrida o PASS y de 3,51 horas al año para la solución
encapsulada.
- La Indisponibilidad total de la subestación Santa Teresa es para su salida de
línea correspondiente al AT 1 de 16,74 horas al año, para la solución
Convencional, de 5,86 horas al año para la solución Compacta, de 4,53 horas
122
al año para la solución Híbrida o PASS y de 3,50 horas al año para la solución
encapsulada.
123
Capitulo VII
7.1.- Conclusiones
Se puede concluir que las soluciones de tecnología compacta son una opción
idónea para repotenciar subestaciones de alta tensión, su alta confiabilidad la lleva a
competir con tecnologías más sofisticadas, como es el caso de las híbridas y su bajo
costo en comparación con estas tecnologías encapsuladas le dan preferencias sobre
las primeras, aunque si se mantiene la tendencia a la baja del costo de los equipos
primarios Híbridos, probablemente se incline la balanza a favor de estas. No sólo el
tamaño de las tecnologías Compactas la colocan por encima de la tecnologías
Convencionales, sino también su bajo mantenimiento y los menores costos que estos
acarrean a lo largo de su vida útil.
Queda demostrado en este estudio que la mejor alternativa para repotenciar
una subestación que este llegando al final de su vida útil, siempre y cuando lo
amerite, es decir su costo de falla directo sea significativo, al igual que la importancia
de su carga, es la solución compacta, invirtiendo tan sólo un 13% más de lo que se
invertiría utilizando tecnología Convencional, se podrían obtener valores de
indisponibilidad mucho menores, en el caso de las subestaciones estudiadas en este
trabajo, se obtendrían reducciones de indisponibilidad de hasta un 75%.
124
Se pueden modelar otros escenarios, utilizando el mismo programa y
sensibilizando con los costos de mantenimiento y reparación que EDELCA considere
conveniente.
125
7.2.- Recomendaciones
En el caso de la Subestación Santa Teresa, la rehabilitación no conlleva para
un aumento de Confiabilidad, la capacidad de la subestación se encuentra en estos
momentos ociosa, siendo así improductivo invertir en tecnologías más costosas, para
tener una mayor Disponibilidad que no se justifica. La subestación excede
ampliamente en su capacidad los requerimientos de operación que le son exigidos,
siendo este el caso, una inversión en tecnología de mayor costo inicial, no se
justificaría a la larga de la vida de la subestación, una alternativa si de igual modo se
desea cambiar la tecnología a Compacta sería simplificando el esquema de la
subestación, para así reducir el costo de inversión inicial.
En el caso de la subestación El Tigre, si se justifica evaluar en detalle un
cambio de tecnología de Convencional a Compacta, la operación de la subestación El
Tigre se ve más comprometida que la de su par Santa Teresa, y por la importancia de
su carga, el costo social implicado en una falla de la subestación, justificaría con
creces la inversión. De igual modo comparando el costo del ciclo de vida utilizando
sólo el costo de falla directo y obviando el costo indirecto, sigue siendo por mucho, la
mejor solución técnico-económica.
126
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CIGRE The automation of existing substation why and how
CIRED New features during refurbishment of substations
CEPSI
CEPSI Digital Protection and Control Systems in Substations using Sensor
Technology
CEPSI Increasing Availability of GIS Installation by Using Digital Control,
Protection and Monitoring Systems
CEPSI Integrated SE Control and equipment Monitoring an Diagnostics
CEPSI Integrated Substation Control and Equipment Monitoring and Diagnostics-An
Overview
CEPSI Substation retrofit strategy
CEPSI GIS Instrument Transformer EMC Conformity Test for a Reliable Operation
in an Upgraded Substation