Décimo Quinto Encuentro Regional Ibero-americano del CIGRÉ Foz de Iguazú-PR, Brasil 19 al 23 de mayo de 2013

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1 NUEVAS TECNOLOGÍAS DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN APLICADAS PARA OBTENER MAYOR DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y COMPACTACION DE LAS DIMENSIONES DE LAS SUBESTACIONES Marcelo Néstor Kovalenko* * ABB S.A. Jorge Luis Fuentes* RESUMEN La sociedad moderna es cada vez más dependiente de la energía eléctrica. Por lo tanto, existe una fuerte y creciente demanda de la disponibilidad de la energía eléctrica suministrada. Por otra parte se hace necesario repotenciar instalaciones existentes en predios ubicados en centros urbanos, no existiendo posibilidades de ampliar el espacio físico. Los requerimientos de disponibilidad en subestaciones convencionales aisladas en aire son normalmente satisfechos utilizando sistemas de múltiples barras que provean un fácil acceso para el mantenimiento, por ejemplo, de los interruptores. Sin embargo, los sistemas de múltiples barras requieren una cantidad mayor de seccionadores convencionales y espacio para su desarrollo. Consecuentemente, la necesidad de realizar trabajos de mantenimiento se ve incrementada y la disponibilidad disminuida. Los fabricantes de equipos eléctricos de alta tensión han desarrollado nuevas tecnologías con el objeto de satisfacer ambos requerimientos: disponibilidad y compactación de las Subestaciones. Estas tecnologías han sido desarrolladas basándose en equipos aislados en aire (AIS) y equipos aislados en gas (GIS), o en una combinación de ellas (MTS). El presente trabajo describe las nuevas tecnologías y expone ejemplos aplicados a Subestaciones en Argentina, algunas ya en servicio y otras en construcción. PALABRAS-CLAVE SUBESTACIONES, DISPONIBILIDAD, COMPACTACION, BAHÍA, TASA DE MANTENIMIENTO, MÓDULOS, INTERRUPTORES, SECCIONADORES. 1 / 8

2 1. INTRODUCCIÓN 1.1 Disponibilidad y Confiabilidad del suministro de energía Una de las principales preocupaciones de un propietario u operador de la subestación es reducir al mínimo las interrupciones causadas por un mantenimiento programado, así como los trabajos de reparación después de las posibles fallas. Los métodos para lograr este objetivo son: Utilizar equipos con bajos requerimientos de mantenimiento Adoptar configuraciones (esquema unifilar de barras) adecuadas La "calidad" de una subestación en este aspecto se expresa a menudo como la disponibilidad. La disponibilidad, por ejemplo de un campo de una subestación, es la fracción de tiempo que la energía eléctrica está disponible en ese punto. La inversa, es decir la falta de disponibilidad ( indisponibilidad ), es la fracción de tiempo que la energía eléctrica no está disponible. Normalmente se expresa en horas al año. Otra gran preocupación es evitar apagones para los consumidores de energía (industrias, domicilios), o la pérdida de la conexión a la generación producida por las centrales eléctricas. Estos eventos están totalmente relacionados con cortes imprevistos debido a fallas, ya que el mantenimiento planificado no trae esas consecuencias. La "calidad" de una subestación en este aspecto se expresa a menudo como la confiabilidad (o su inversa la falta de confiabilidad). La confiabilidad, por ejemplo de un campo de una subestación, es la probabilidad del suministro de energía libre de fallas en ese punto durante un período determinado de tiempo. La falta de confiabilidad se puede expresar como el número esperado de interrupciones por año, o como tiempo de interrupción en horas por año. 1.2 Evolución de los interruptores y de los seccionadores La evolución en el desarrollo de la tecnología de Interruptores de potencia de Alta Tensión (desde la de chorro de aire comprimido, reducido volumen de aceite, y la actual con gas SF6) ha dado lugar a una disminución significativa de sus necesidades de mantenimiento y a un aumento de la confiabilidad de estos equipos. Al mismo tiempo, el número de cámaras de interrupción en serie se ha reducido y hoy existen equipos de hasta 420 kv con una sola cámara de interrupción por polo. Además los mecanismos de operación de los Interruptores de potencia también han mejorado pasando de neumáticos o hidráulicos a mecanismos de accionamiento a resortes cargados por motor, que conducen a diseños más confiables y menor mantenimiento. Por todo lo anterior, el intervalo entre mantenimientos que requieren la desenergización del circuito primario de los modernos Interruptores de SF6 es de 15 años o más. Contemporáneamente la evolución del desarrollo de los Seccionadores de corte en aire se ha centrado en la reducción de costos mediante la optimización de los materiales utilizados, y no ha dado mejoras significativas en los requisitos de mantenimiento y en la confiabilidad. El intervalo de mantenimiento de los contactos principales de Seccionadores de corte en aire es del orden de 2-6 años, que difieren entre los distintos usuarios y en función de la cantidad de contaminación debido a las actividades industriales y/o a la polución natural (arena, salinidad, etc.). 1.3 Mejora en la Disponibilidad de las Subestaciones La razón dominante de indisponibilidad de una cierta parte de la subestación es el mantenimiento programado de sus equipos. En el pasado, cuando los Interruptores de potencia eran mecánica y eléctricamente complicados, y por lo tanto requerían mantenimientos frecuentes y de larga duración, se centró la atención en cómo aislar a los Interruptores mientras permanecían en servicio las otras partes de la subestación. Las subestaciones se construían con múltiples barras y los Interruptores 2 / 8

3 rodeados por una gran cantidad de Seccionadores para que fuese posible su aislación y mantenimiento. Comparando el intervalo entre mantenimientos de los modernos Interruptores, y su duración, con el de los Seccionadores de corte en aire, se comprueba que ya no es más válido el aumento de la disponibilidad mediante la utilización de Seccionadores para aislar los Interruptores. También estos esquemas de múltiples barras requieren la implementación de complicados circuitos de enclavamientos y transferencias, sujetos a fallas más frecuentes. 2. NUEVAS TECNOLOGÍAS 2.1 Módulos Compactos con Interruptores seccionables El concepto de Módulo Compacto con Interruptor seccionable está basado en una unidad extraíble que contiene un interruptor convencional, cuyos terminales de potencia en aire están dotados de contactos de seccionamiento denominados contactos móviles. Estos interruptores están instalados en estructuras que pueden desplazarse mediante mecanismos accionados por motor eléctrico. En la parte fija del módulo se encuentran los denominados contactos fijos montados sobre aisladores soporte, para realizar las conexiones a la barra, y a la línea ó al transformador según sea el caso. La unidad extraíble posee tres posibles posiciones: seccionador cerrado (conectado), seccionador abierto (seccionado), y módulo extraído para mantenimiento/recambio de la unidad. Un ejemplo se muestra en la Figura 1. Conectado Seccionado Extraido Removido Figura 1 Debido a su diseño los elementos de la parte fija son libres de mantenimiento. Las partes sujetas a mantenimiento se encuentran instaladas en la unidad móvil, cuya extracción puede realizarse manteniendo los contactos fijos energizados. Por lo tanto la barra no necesitará ser desenergizada ante cualquier trabajo de mantenimiento programado. Es por ello que la disponibilidad de la Subestación construída con estos módulos es mayor comparada con las soluciones construidas con seccionadores de barras convencionales de corte en aire. Esto significa que la necesidad de sistemas de múltiples barras puede ser eliminada en muchas aplicaciones comunes. 3 / 8

4 2.2 Módulos híbridos El concepto de Módulos híbridos, cuya denominación según IEC es MTS (Mixed Technology Switchgear), se refiere a la integración de las distintas funciones de los aparatos de alta tensión de una bahía o campo de una Subestación en un solo módulo aislado en gas SF6, es decir similar a una instalación GIS (Gas Insulated Switchgear). La tecnología se denomina mixta porque la conexión entre distintas bahías (campos) se realiza en aire como en la tecnología denominada AIS (Air Insulated Switchgear). Así tendremos las funciones de interruptor, seccionadores, cuchillas de tierra, transformadores de tensión y descargadores en un compartimiento aislado en gas SF6, y la función transformador de corriente mediante equipos toroidales. El módulo híbrido tiene sus terminaciones mediante aisladores tipo bushing, que se conectan en el aire por un lado a las barras y por el otro al transformador de potencia o la línea aérea según sea el caso. Ver Figura 2. Figura 2 Existen diversas variantes de integración de funciones. Por ejemplo los transformadores de tensión pueden extraerse del módulo y reemplazarse por transformadores de tensión convencionales conectados al módulo en forma convencional. Análogamente se pueden instalar descargadores convencionales fuera del módulo aislado en gas SF6. Otra variante consiste en conectar la salida del módulo a cables aislados, en cuyo caso el aislador (bushing) debe reemplazarse por los terminales del cable. También existen módulos que integran en la misma estructura dos bahías o campos. Pero siempre debe considerarse que estos módulos tienen aislados en gas SF6 al menos los equipos de maniobra y sus conexiones, es decir el interruptor y los seccionadores y cuchillas de tierra correspondientes. Con ello se asegura, además de la compactación de la bahía, que los seccionadores sean encapsulados en gas no estando sometidos al impacto del medio ambiente (polvo, arena, contaminación industrial, contaminación salina, etc) disminuyendo las necesidades de mantenimiento y aumentando la disponibilidad de la Subestación. 2.3 Interruptores-seccionadores El Interruptor-seccionador es un equipo basado en un interruptor propiamante dicho, pero que satisface también los requerimientos de un seccionador cuando los contactos de potencia se encuentran en posición ABIERTO. Como la función de desconexión está dentro de la cámara de interrupción, no hay apertura (corte) visible. Su denominación en inglés es Disconnecting Circuit Breaker, y su abreviatura es DCB. A los Interruptores-seccionadores se aplica la norma internacional IEC , denominada High-voltage alternating current disconnecting circuit-breakers for rated voltages of 72,5 kv and above. Esta norma se refiere básicamente a la norma para los Interruptores de potencia (IEC / 8

5 100) y a la norma para Seccionadores (IEC ). Además, la norma IEC reglamenta los enclavamientos y también la forma de asegurar el DCB contra operaciones no deseadas, así como la manera de ensayar el DCB para mostrar el comportamiento de aislamiento después de un tiempo prolongado en servicio. El DCB debe cumplir los requisitos dieléctricos para la distancia de seccionamiento no sólo para la condición de aparato nuevo, sino también después de mucho tiempo en servicio. Por lo tanto, la soportabilidad dieléctrica a través de la distancia de seccionamiento debe ser demostrada después del ensayo de funcionamiento mecánico, así como también después de los ensayos de corto circuito especificados. Es de suma importancia que el interruptor permanezca en posición abierto (desconectado) cuando se utiliza como Seccionador. Por ello, el DCB está equipado con un dispositivo de bloqueo mecánico que opera directamente sobre el eje que mueve los contactos principales del interruptor. Cuando el bloqueo mecánico se activa, no es posible cerrar el interruptor. Incluso si el dispositivo de cierre del interruptor se activa accidentalmente, el interruptor permanecerá en posición abierto (desconectado). Este dispositivo de bloqueo es motorizado, por lo cual puede operarse en forma remota, pero está preparado también para la operación manual, que se utiliza sólo en situaciones de emergencia. Cuando el bloqueo se activa se debe aplicar una traba mecánica (candado), que impide mecánicamente el movimiento del dispositivo de bloqueo. Los DCB aptos para operación tripolar tienen un solo dispositivo de bloqueo común para las tres fases, mientras que los DCB aptos para operación unipolar cuentan con un dispositivo de bloqueo para cada polo. Habida cuenta que no existe conexión a tierra entre los contactos con y sin tensión del DCB, es importante poder conducir a tierra cualquier eventual corriente de fuga que pudiera existir para evitar que la parte desconectada llegase a tener tensión. Para ello el DCB es equipado con una cuchilla de puesta a tierra. Para aplicaciones de simple barra hasta 300 kv esta cuchilla de puesta a tierra está dispuesta en la misma estructura soporte que el DCB, y el contacto fijo de cada fase de la cuchilla está montado sobre el terminal del propio interruptor DCB. Para tensiones superiores a 300 kv y hasta 550 kv, la cuchilla de puesta a tierra está siempre montada en forma independiente al DCB. En sistemas donde el DCB puede tener tensión a ambos lados (esquemas tipo doble barra/doble interruptor, y doble barra/interruptor y medio) puede ser más práctico instalar la cuchilla de puesta a tierra en el punto de conexión común, separado de cada DCB. La cuchilla de puesta a tierra es instalada fuera de la cámara de interrupción, y la posición real de las cuchillas (abierto/cerrado) es claramente visible por un operador desde afuera de la bahía (campo). Es decir, no es necesario acercarse a los aparatos bajo tensión para observar el estado de posición del aparato a través de una mirilla. Esta es una característica de seguridad muy importante, ya que la función seccionamiento (corte) propiamente dicha no es visible. En la Figura 3 se representa el esquema unifilar de una subestación de 132 kv simple barra seccionada con interruptor-seccionador, y en la Figura 4 se muestra la disposición de los equipos. Figura 3 Figura 4 5 / 8

6 3. EJEMPLOS EN ARGENTINA A continuación se presentan algunos ejemplos de instalaciones compactas en Argentina, proyectadas y construidas con las nuevas tecnologías. 3.1 Subestación Villa Krause 132/33/13,2 kv La Subestación Villa Krause pertenece a la empresa Energía San Juan, y cuando fué construida (año 1978) se proyectó para distribuir energía eléctrica en 13,2 kv a partir de un transformador 33/13,2 kv de 10 MVA. En el año 2008 Energía San Juan decidió repotenciar la subestación mediante la instalación de dos transformadores de potencia de 30/30/20 MVA de 132/33/13,2 kv, realizando la apertura de una línea aérea de 132 kv existente. El desafío era instalar en el mismo espacio existente una nueva barra de 132 kv con cuatro bahías (dos bahías de entrada/salida de línea y dos bahías de transformador), y reemplazar las celdas de 13,2 kv y 33 kv por nuevas y aumentando su cantidad. En la Figura 5 se muestra la fotografía de la instalación original, y en la Figura 6 el plano de planta mostrando el espacio disponible para instalar la nueva barra de 132 kv y las cuatro bahías. Figura 5 Figura 6 Energía San Juan aceptaba diferentes tecnologías para el equipamiento de 132 kv, y finalmente seleccionó Interruptores seccionables y barra compacta tipo NABLA como se muestra en las fotografía de la Figura 7 y el plano de la Figura 8. La nueva Subestación Villa Krause se encuentra en servicio desde Octubre de Figura 7 Figura 8 6 / 8

7 3.2 Subestación Ayacucho 132/33/13,2 kv Un caso similar al anterior es la Subestación Ayacucho de la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET). En este caso la Subestación existente se encuentra en el centro de la ciudad de San Miguel de Tucumán, y la repotenciación a 132 kv debe realizarse mediante una instalación interior alimentando la misma con cables aislados de 132 kv. La nueva barra de 132 kv dispone cuatro bahías construidas con módulos híbridos dobles.cada módulo doble integra una bahía de entrada/salida de cable con una bahía de transformador. Ambos módulos dobles se conectan con barras convencionales aisladas en aire. Existe el espacio necesario para instalar en el futuro una quinta bahía para salida de cable mediante un módulo simple. En la Figura 9 se muestra el esquema unifilar típico de dos módulos híbridos dobles conectados para formar um esquema H. La Figura 10 muestra una vista del módulo doble y la Figura 11 el dibujo en planta de la parte de 132 kv de la Subestación Ayacucho. Figura 10 Figura 9 Figura Subestación Parque Industrial Petroquímico(PIP) 132/13,2 kv La Subestación PIP pertenece a la Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza (EDEMSA) y cuando fué construida (año 1983) se proyectó para alimentar en 13,2 kv las industrias del Parque Petroquímico a partir de la transformación de una única alimentación de 132 kv mediante tres transformadores de 20 MVA. La configuración original de la subestación era una doble barra con una bahía de acoplamiento, en una disposición convencional con seccionadores de corte en aire. Cabe destacar que la alta contaminación industrial sometía a los seccionadores convencionales a muy frecuentes mantenimientos para limpiar aisladores y contactos de seccionamiento, con pérdida de disponibilidad. 7 / 8

8 El crecimiento de la demanda local y la necesidad de alimentar en 132 kv a otras subestaciones obligó a EDEMSA a ampliar el número de bahías en el mismo predio para lo cual se decidió transformar el esquema de doble barra en un esquema de dos simples barras acopladas longitudinalmente con interruptor. Para subsanar los problemas de espacio y a su vez eliminar los seccionamientos en aire, EDEMSA decidió reemplazar los antiguos interruptores por interruptores-seccionadores DCB. La remodelación y ampliación de la Subestación PIP comenzó en el año 2008, habiéndose instalado hasta fines de 2012 seis interruptores-seccionadores. La Subestación aumentó su disponibilidad. En el plano de planta de la Figura 12 se observa en óvalos de color rojo los DCB ya instalados en la Subestación PIP, y en la Figura 13 una fotografía de uno de los DCB. Figura 13 Figura CONCLUSIÓN Las nuevas tecnologías de equipos de alta tensión brindan nuevas opciones para diseñar subestaciones que, comparadas con las convencionales de construcción tradicional, otorguen una mayor disponibilidad de suministro de energía, aumenten la seguridad, ocupen menos espacio, disminuyan los costos y también el impacto ambiental. En el presente trabajo se han mostrado solo tres instalaciones, todas ellas realizadas en subestaciones existentes. Sin embargo las nuevas tecnologías descriptas también se han aplicado a subestaciones nuevas en muchos países, incluyendo Argentina desde el año Su aplicación ha permitido simplificar las configuraciones (esquemas unifilares de barras) aumentando la disponibilidad. BIBLIOGRAFÍA [1] C-E Solver, H-E Olovsson, W Lord, P Norberg, J Lundquist, Innovative substation with high availability using switching modules and disconnecting circuit breakers. CIGRE session 2000, report [2] J. R. Larsson, C-E. Sölver, L. Haglund, Disconnecting Circuit Breaker Enables Smarter Substation Design. IEEE session 2010 [3] Evaluation of different switchgear Technologies (AIS,MTS,GIS) for rated voltages 52 kv and above. CIGRE Working Group B3.20. November / 8