CONCEPTOS GENERALES DE UNA SUBESTACIÓN ENCAPSULADA EN GAS HEXAFLUORURO DE AZUFRE SF6

1.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES

Una subestación aislada en hexafluoruro de azufre (SF6), está constituida por un

conjunto de elementos conductores como son: interruptores, seccionadores y barras o

buses. Estos están colocados en compartimientos blindados y aislados con gas SF6

formando un conjunto modular. Estos conjuntos están conectados eléctricamente y

separados herméticamente como se verá a continuación.

2.2 Criterios de aplicación

Las subestaciones aisladas en Gas SF6 se pueden aplicar en cualquier sistema de alta tensión para servicio interior o intemperie y por su costo son más comúnmente empleadas en:

Zonas urbanas de poca disponibilidad de espacio Zonas con un alto costo de terreno Zonas de alta contaminación Zonas con restricciones ecológicas

El espacio requerido de una instalación de distribución SF6 es muy pequeño. El

terreno necesario requiere (según la tensión) solo un 10% del tamaño que podría

tener una subestación convencional.

1.3 CRITERIOS DE SELECCIÓN

A) Requerimientos eléctricos Los arreglos o disposición eléctrica de una subestación pueden ser: Bus1, bus2 y bus de transferencia Únicamente bus principal con sus alimentadores Bus principal y bus de transferencia Bus 1 y bus 2 con posibilidad de utilizar el bus 2 como de transferencia Interruptor y medio

En anillo

Las bahías pueden ser: Salida de línea de transferencia aérea Salida de línea de transmisión subterránea Salida de transformador Bahía de enlace Bahía de transferencia

B) Construcción según tensión de operación

En el caso de tensión hasta de 145 KV se utilizan envolventes trifásicos o

monofásicos y para voltajes mayores de 145 KV solo se aplicarán envolventes

monofásicos. En una envolvente trifásica, las tres fases conductoras están

contenidas dentro de un solo envolvente. En una envolvente monofásica, sólo una

fase conductora está contenida dentro de la envolvente; se recomienda que para

una misma instalación no se utilicen combinaciones de dos tipos para una misma

tensión. En la figura 2.2 se pueden observar las dimensiones entre los equipos

según la tensión de operación y en la figura 2.3, la comparación de un equipo de

115 KV con la altura de una persona.

Para la selección de una subestación donde pueda utilizarse encapsulado trifásico o monofásico, deberán considerarse las ventajas y desventajas para cada uno de los sistemas; entre los cuales:

1.- Comercialmente la envolvente trifásica es más económica.

2.-La distribución del campo eléctrico de una envolvente monofásica es calculado con mayor precisión, haciendo que los diseños sean más seguros, sobretodo en condiciones de sobrecorrientes.

3.- Las pruebas dieléctricas pueden ser utilizadas con mayor precisión en una envolvente monofásica.

4.- El conductor central de una envolvente monofásica no está sujeto a esfuerzos dinámicos durante el corto circuito, lo que evita esfuerzos mecánicos sobre los aislamientos.

5.- En el caso poco probable de una falla interna, las consecuencias son menos graves en una envolvente monofásica.

6.-La probabilidad de un arco interno de gran intensidad es marcadamente inferior en la construcción monofásica y por lo mismo la energía a disipar. La longitud total de arcos múltiples que se producen en una construcción trifásica es mucho mayor que la longitud de arco único que se genera en una construcción monofásica. Consecuentemente el voltaje de arco es notablemente superior en el caso trifásico, así como la energía disipada, esto en base a la misma falla.

C) Variación de la temperatura ambiente Salvo características particulares, para el territorio nacional, una subestación para uso interior deberá operar dentro de un rango de temperatura de -5°C a +40°C y para una instalación exterior deberá ser de -25°C a 40°C.

D) Altitud Para el diseño de la subestación y en particular los aislamientos externos, se deberán considerar para trabajar de acuerdo a los siguientes rangos de altura sobre el nivel del mar:

Hasta 1000 msnm Hasta 2000 msnm Más de 2000 msnm

E) Velocidad del viento Según el sitio de la instalación, deberá considerarse el empuje causado por el viento sobre los elementos externos de Km/hr.

F) Coeficiente sísmico En cuanto a las estructuras, bases, cimentación y acoplamiento con otros equipos, se deberán considerar los esfuerzos causados por sismos, de acuerdo al coeficiente sísmico del sitio de la instalación.

G) Limite permisible de elevación de temperatura Los límites de elevación de temperatura permisible para las partes conductoras serán en base a una máxima temperatura ambiente de 40°C y un promedio de 24 horas no mayor de 35°C

Para barras de aluminio o cobre 65°C Para las conexiones atornilladas o contactos de presión 65°C Para la envolvente metálica 30°C

H) Terminales de salida Comúnmente este tipo de subestaciones, tienen sus salidas a través de:

SF6 a cable aéreo (SF6-Aire) SF6 a cable subterráneo (SF6-cable) SF6 a boquilla de transformador (SF6-aceite

I) Partes conductoras Todas las partes conductoras y sus interconexiones, deberán estar diseñadas para trabajar a su corriente nominal en forma continua, sin exceder los límites permisibles de elevación de temperatura, así como la corriente de corto circuito y los esfuerzos mecánicos producidos por estos. Es muy importante que todas las partes conductoras estén perfectamente terminadas para evitar concentraciones de campo eléctrico en aristas y en puntas. Los contactos

deben garantizar la libre expansión y contracción por dilatación y soportar vibraciones mecánicas.

J) Envolventes metálicas Todas las partes conductoras, deberán estar alojadas en el interior de envolventes metálicas con las siguientes características:

El material deberá ser de aluminio o acero no magnético, libre de porosidades y con características que reduzcan al mínimo las pérdidas magnéticas.

El espesor deberá ser suficiente para soportar las presiones nominales de trabajo, las sobrepresiones causadas por corto circuito, el vacío para secado y evacuación del gas SF6, así como para evitar su perforación por arqueo eléctrico.

Deberá contar con juntas de expansión para dilataciones y contracciones por temperatura y para absorber las vibraciones propias del equipo y de equipos externos. Deberá contar con aisladores soporte para las partes conductoras, estos podrán funcionar como separadores de compartimentos, (compartimentos estancos) y como soportes con libre paso del gas (aisladores no- estancos).

Cada compartimento deberá contar con dispositivos de alivio con deflectores y cubiertas protectoras para seguridad del personal de operación.

La comunicación del gas entre compartimentos deberá ser interna para evitar riesgos al utilizar ductos o tubos externos.

Cada compartimento deberá contar con un dispositivo de vigilancia de la densidad o presión de gas SF6.

Deberá asegurarse la conducción eléctrica a través de envolventes en caso de ser necesario se utilizarán barras conductoras para unir eléctricamente en forma externa los diferentes compartimentos.

Cada compartimento contará con tomas para llenado y evacuación del gas, así como la instalación de manómetros portátiles.

Todas las partes metálicas, como lo es la envolvente, gabinetes de control y gabinetes de mecanismos que puedan estar en contacto con el personal, deberán estar sólidamente aterrizados.

En el caso de compartimentos donde existan seccionadores o dispositivos de puesta a tierra, deberán contar con ventanas o mirillas para su verificación visual de su posición.

K) Dispositivos de bloqueo El diseño de la subestación deberá tomar en cuenta y proveer la posibilidad de operaciones erróneas en el equipo de maniobra y la seguridad del personal en el caso de que esto suceda. Lo anterior requiere que el equipo considere bloqueo para los siguientes casos:

El cierre de un circuito cuando se tiene conectado un seccionador de puesta a tierra.

La apertura de un seccionador con corriente de carga.

La operación de un interruptor cuando no se tenga disponible su capacidad interruptiva completa, ya sea por energía para el movimiento de sus contactos o para la extinción de arco eléctrico.

El cierre de un seccionador de puesta a tierra en un circuito energizado.

L) Aislamiento gaseoso EL gas SF6 constituye el aislamiento principal entre las partes conductoras y tierra, el aislamiento entre fases para el caso de encapsulado trifásico y el elemento extintor del arco eléctrico en un interruptor.

La presión nominal de los diferentes compartimentos será determinada por los fabricantes y será la misma para todos los compartimentos de la subestación, a excepción de los interruptores, en los cuales por su capacidad interruptiva, requerirán de una presión superior al resto de la instalación y también para el caso de boquillas para cable aéreo SF6.

Los límites de presión de cada compartimento deberán ser identificables fácilmente desde el exterior de cada uno.

M) Corriente nominales La corriente nominal de una subestación Aislada en SF6, está dada como la corriente que es capaz de conducir a través de sus barras o buses, seccionadores e interruptores sin que estos presenten deterioro y sin exceder los valores de elevación de temperatura para las diferentes partes del equipo.

N) Nivel de corto circuito Es la máxima intensidad de corriente que el equipo puede soportar, medida en el instante en que se separan los contactos de los interruptores para extinguir el arco eléctrico durante un corto circuito, sin que ninguno de los componentes presente deformaciones o deterioro y sin que excedan los valores de elevación de temperatura de las diferentes partes de equipo.

1.1.1 FUNDAMENTOS DE LA CONSTRUCCIÓN MODULAR

La mayor parte de las subestaciones encapsuladas en gas SF6, han sido concebidas

siguiendo un diseño de tipo modular; esto quiere decir que todos los equipos primarios

convencionales que conocemos tales como: interruptores, cuchillas seccionadoras, cuchillas de

puesta a tierra, transformadores de potencial, transformadores de corriente, elementos de

interconexión y otros, están construidos en módulos normalizados por cada fabricante.

1.1.2 VENTAJAS

La construcción modular tiene ventajas que son las siguientes:

a) Reducción de espacios.- Debido a las dimensiones reducidas de casi todos los

elementos que constituyen una subestación de este tipo, se tienen ahorros considerables en el

espacio y volumen que ocupan, lo cual representa una necesidad cada vez mayor, sobretodo

en instalaciones de tipo urbano, en términos generales se ocupa de un 8% a un 10% del

espacio necesario para una instalación convencional.

b) Facilidad de montaje.- Los módulos son acoplados de manera tal que se facilita el

montaje de la subestación, independientemente del diseño de esta. Posteriormente puede

ampliarse o reducirse el número de módulos sin ningún problema; esto representa también un

considerable ahorro en tiempo durante la instalación

c) Cada fase queda aislada.- Las envolventes metálicas de los módulos monofásicos

correspondientes aíslan perfectamente a cada polo mediante la atmósfera de gas SF6,

constituyendo la barrera resistente a la presión de diseño.

d) Se reducen puntos calientes.- La unión de los conductores se efectúa por contactos

de acoplamiento, deslizantes axiales o conductores flexibles. Debido a que estas uniones no se

encuentran expuestas a las condiciones del medio ambiente, prácticamente no existen puntos

calientes originados por sulfatación de las conexiones.

e) Flexibilidad de diseño.- Se puede diseñar cualquier tipo de subestación en forma

relativamente fácil, con la posibilidad de construir instalaciones interiores incluso para

tensiones elevadas.

f) Compartimientos Estancos.- Lo cual asegura la calidad de gas SF6, ya que sólo se ve

afectado el gas de compartimiento donde se presenta arqueo eléctrico. Del mismo modo, al

presentarse una fuga de gas SF6, ésta es fácilmente localizable debido al seccionamiento

existente en cada módulo, y a la supervisión de sus secciones en forma particular.

g) Aislamiento independiente de las influencias del medio ambiente.- Este es un factor

determinante en lugares donde existe alta contaminación; la calidad del aislamiento se mide

en función de las condiciones del gas, siendo más fácil su control.

h) Requiere poco mantenimiento.- Las inspecciones y trabajo de mantenimiento

convencionales pueden prácticamente prescindir debido a la larga vida útil de los equipos,

requiriendo supervisiones más sencillas y fáciles de controlar, esta condición también se refleja

en el aspecto económico traduciéndose en costos más bajos de operación.

i) Muy alta disponibilidad del equipo.- Debido a sus características, se asegura un

servicio prácticamente sin fallas, representando una continuidad en el servicio muy cercana al

100%.

4.3 Arreglos físicos En una subestación aislada en SF6, se pueden tener los mismos arreglos de equipo primario que en una subestación convencional, dependiendo de las necesidades de la red. Los más conocidos son los siguientes:

a. Barra sencillo b. Bus principal y bus auxiliar c. Bus doble con interruptor de amarre d. Arreglo de interruptor y medio e. Arreglo de bus en anillo

ARREGLO DE BARRA SENCILLA

Son subestaciones que constan solamente de una barra para cada tensión, por lo que no ofrecen mayor grado de flexibilidad, ya que una falla en barras produce la salida total, por lo que se procura que tenga la capacidad de poder ser seleccionada a través de cuchillas. El mantenimiento en ellas se dificulta al no poder transferir el equipo, su utilización es principalmente en subestaciones de pequeña capacidad o de tipo industrial pequeñas.

ARREGLO DE BARRA RADIAL

El esquema de barra radial mostrado en la siguiente figura, representa el arreglo más

económico en términos de requerimiento del equipo. Obsérvese que solo se tiene un

interruptor por cada terminación de línea, sin ninguna previsión para alimentar una línea de

otra barra dentro de la subestación; por lo tanto, la configuración radial ofrece la menor

flexibilidad operativa. Se usa en subestaciones de distribución de distribución o de

subtransmisión.

ARREGLO DE BARRA EN ANILLO

En el esquema de barra en anillo, que se muestra en la siguiente figura, el número de

interruptores e igual al número de las líneas que terminan en la subestación. La barra en anillo

es un diseño más económico que el denominado de interruptor y medio, pero también ofrece

menor confiabilidad y flexibilidad de operación. El nombre de barra o bus en anillo, viene del

hecho de que los interruptores y bus de trabajo forman un anillo eléctricamente

ARREGLO DE BARRA DE TRANSFERENCIA

El arreglo con barra de transferencia puede tener algunas variables, en este tipo de arreglos

cada línea de transmisión esta conectada a la barra principal por medio de una cuchilla

desconectadora, como se muestra en la figura. La barra o bus de transferencia esta conectada

a la barra o bus principal por medio de un interruptor de transferencia, entonces el bus de

transferencia sirve entonces como una alternativa de suministro para cualquiera de las línea

de transferencia. En condiciones normales de operación, el bus de transferencia y el bus

principal están energizados.

Cuando es necesario retirar de servicio alguno de los interruptores de línea, se puede seguir el

orden de desconexión que se indica:

disparar o desconectar el interruptor de transferencia.

Se cierra el interruptor del bus de transferencia de la línea afectada.

Se recierra el interruptor del bus de transferencia.

Se dispara o abre el interruptor de la línea afectada.

Se abre la cuchilla desconectadora para aislar el interruptor.

Este orden se desconexión es solo una posibilidad, ya que el orden depende principalmente

del arreglo de la subestación y de los procedimientos de operación de la empresa eléctrica.

ARREGLO DE INTERRUPTOR Y MEDIO

El esquema de interruptor y medio mostrado en la figura, se usa normalmente en

subestaciones eléctricas de la red de transferencia, en voltajes de 220 Kv, 230 Kv o superiores.

En este esquema de arreglo de barras para subestaciones, hay dos barras o buses principales

con tres interruptores que conectan a dos barras. Las líneas de transferencia terminan en un

punto eléctricamente entre cualquiera de los dos interruptores. El nombre de interruptor y

medio” viene probablemente del hecho de que hay tres interruptores por cada dos líneas de

transmisión, o bien, 1 ½ interruptor por línea. El interruptor a medio es, de hecho compartido

por dos líneas. Para subestaciones con más de cuatro terminales para líneas de transmisión, se

requieren más bahías de interruptores con las líneas terminales en forma similar a la figura

siguiente:

Con este esquema se logra un alto grado de confiabilidad, dado que cualquier interruptor se

puede retirar de operación, manteniendo todas las líneas de operación energizadas. Por

ejemplo, de la figura anterior, si en interruptor A falla o es retirado de servicio por

mantenimiento programado, la línea de transmisión T-1 permanece energizada a través del

interruptor B; si en interruptor B se retira de operación, la línea de transmisión T-1queda

energizada a través del interruptor A. la línea T-2 queda energizada a través del interruptor C y

así sucesivamente. Obsérvese también que el generador está conectado a la subestación

elevadora de transmisión en la misma forma que la línea de transmisión. También por razones

de confiabilidad, si cualquiera de los interruptores D ó E se retiran de operación, el generador

permanece conectado a la red. La sincronización del generador a la red se hace a través de los

interruptores D ó E o ambos.

En algunas ocasiones, una subestación puede estar diseñada para un arreglo de interruptor y

medio y estar operando como un arreglo de bus en anillo, dejando fuera dos de los

interruptores, como se muestra en la figura siguiente. Cuando el sistema requiere de una

confiabilidad adicional, se pueden agregar los otros dos interruptores.

1.1.3 PARTES Y CARACTERÍSTICAS DE LOS DIFERENTES MÓDULOS

1.-Buses

2.- Interruptor

3.- TC

4.- TP

5.- Seccionador cuchillas

6.- Gabinete de mando de cuchillas

7.- Salida de cable a SF6

1.1.3.1 INTERRUPTOR

Principio de operación Este equipo, uno de los más importantes componentes de las S.E.

aislada en SF6, está construido en un módulo independiente diseñado generalmente con una

cámara de extinción en gas SF6, monopolar, de una sola presión, pudiendo ser también del tipo

multicámara. La cámara de extinción suele ser la misma o muy similar a las usadas en los

interruptores convencionales tipo intemperie. Para el proceso de extinción del arco eléctrico

utilizan el principio de autosoplado: durante la interrupción en el proceso de apertura, un

pistón en cada cámara comprime al gas hasta la presión requerida para extinguir el arco que se

forma entre los contactos mientras estos se alejan. Secuencia en una operación de apertura.

A. En posición de cerrado, la corriente normal fluye entre los contactos de corriente de carga.

B. Durante el movimiento de apertura, el gas comienza a comprimirse en el cilindro. Los

contactos de la corriente de carga están ajustados con parte de los dedos y a la corriente se

conmuta en los contactos de arqueo.

C. Posteriormente, al separarse los contactos de arqueo se establece un soplo de gas SF6 en la

tobera. El doble soplo sobre el arco lleva fuera los gases ionizados y la abertura se recupera a

pleno esfuerzo eléctrico en un tiempo extremadamente corto después que el arco se ha

extinguido.

D. En la posición de abierto queda totalmente interrumpida la corriente de carga.

Los productos de arqueo de la descomposición del gas SF6 que se originan así como la

humedad que pudiera estar presente, son recogidos en un filtro de absorción.

1.1.3.2 CUCHILLAS DESCONECTADORAS

Las cuchillas desconectadoras se pueden emplear como cuchillas de bus, de línea o de

transferencia. Deben contar con mecanismo de operación eléctrica con mando tripolar o

monopolar a través de un motor de c.d., o con un mando de mecanismo hidráulico. Deben

tener la opción e operación manual y tener indicador de posición, contactos auxiliares y

mirillas de verificación de posición. Deberán cumplir con las características nominales de

operación del resto del equipo. Estas cuchillas son aisladas y existen dos diseños en cuanto a

su montaje:

1) El primero es en posición alineada

2) Y el otro es en posición angular

Y pueden ser instaladas en las diferentes carcasas existentes de acuerdo a la aplicación. Cada

contacto fijo de la cuchilla aislante es un componente del módulo adyacente. La aplicación de

este tipo de cuchillas es para mantenimiento y en consecuencia son generalmente de apertura

sin carga y debido a que su operación es eléctrica, tienen la posibilidad de disponer de diversos

bloqueos según sea requerido para cada servicio en particular. Las cuchillas consisten de 3

polos individuales, las cuales están instaladas en armazones separados. El conector de

corriente interno de la carcasa (2) se sostiene por medio de un aislador cónico de resina (3).

Este aislador está fijo al armazón externo (1) a través de un anillo soporte (4) o a la cubierta de

la carcasa del accionamiento. La cuchilla está protegida por un aislamiento (5). El contacto

móvil (6) se encuentra dentro de la carcasa (2). Este contacto es accionado por el vástago

roscado (7). A su vez, este se acciona por una flecha aislada (8) que sale a través de una

boquilla con doble empaque tipo anillo hermética al gas. En las cuchillas desconectadoras

aisladas, la barra de mando acciona el vástago roscado en línea directa mientras que en el caso

de cuchillas angulares, las acciona en ángulo recto a través de un arreglo de engranes.

Tienen contactos anulares (11) para asegurar una buena conducción de corriente entre el

conductor de corriente (2) la barra del contacto (6) y la barra de conexión (9). El motor de

accionamiento (m1) junto con el bloque del mecanismo cuenta con un indicador de posición

(10), contactos auxiliares (12) y tuerca hexagonal (13) para accionamiento manual. En la figura

se muestra un polo de cuchilla alineada visto de corte, y en la figura … se muestra también un

corte de un polo de cuchilla angular.

REFERENCIA

1.- Armazón externo.

2.- Conector de corriente interno.

3.- Aislador cónico de resina.

4.- Anillo de soporte.

5.- Aislante.

6.- Contacto móvil.

7.- Vástago roscado.

8.- Flecha aislada.

9.- Barra de conexión.

10.- Indicador de posición.

11.- Contactos anulares.

12.- Contactos auxiliares.

13.- Tuerca hexagonal.

1.1.3.3 Cuchillas de puesta a tierra

Básicamente las cuchillas de puesta a tierra deberán cumplir con las mismas características

de las cuchillas desconectadoras en cuanto a sus elementos y accesorios. La función de las

cuchillas de puesta a tierra es principalmente de seguridad al poder efectuar trabajos de

mantenimiento en las partes conductoras de la subestación previamente desenergizada. Las

cuchillas de puesta a tierra están diseñadas de tal modo que puedan aplicarse a todos los

distintos módulos. El montaje de las cuchillas puede ser en forma alineada o en forma angular

dependiendo de las necesidades. De acuerdo a su velocidad de operación existen dos tipos de

cuchillas de puesta a tierra:

Rápidas

Lentas

Las cuchillas lentas de puesta a tierra, son de operación tripolar y cuentan con un mecanismo

para almacenar energía dinámica y esto se logra por medio de resortes o de un servomotor.

Este tipo de cuchillas tienen así mismo la capacidad de cortocircuito de la subestación.

Las cuchillas de puesta a tierra rápidas son operadas eléctricamente en forma tripolar o

monopolar por medio de un mecanismo normal activado por un motor, pudiendo

operarse también en forma manual por polo. Estas cuchillas deben tener la capacidad para

conducir corriente de cortocircuito en la posición de cerrado. Los dos tipos de cuchillas de

puesta a tierra deben contar con contactos auxiliares para el arreglo con bloqueos con el

resto de las cuchillas y el interruptor.

4.4.4 Transformador de corriente

Los transformadores de corriente utilizados en las S.E. encapsuladas son torones

dispuestos alrededor y en exterior de las cápsulas. La barra en el interior de la virola

representa el primario del transformador, el secundario está constituido por los enrollados

insertados en una resina epóxica. Como se sabe las virolas son recorridas por la corriente

inducida de la barra, que, por una parte, es igual a 0.8 veces el valor primario y por otra,

en sentido inverso de la corriente primaria. En este caso, la información recibida por los

torones no es, por lo tanto la imagen de la In. Es por este motivo que es necesario anular

la circulación de corriente inducida en este segmento de virola. Un solo extremo de esta

virola está aislado y las corrientes inducidas son desviadas por los shunts que contornan

los enrollados por el exterior. Las características técnicas requeridas se adaptan al tipo de

instalación, según las necesidades. En la figura se aprecian las partes principales de un

transformador de corriente

Los transformadores de potencial (T.P.’s) son de tipo capacitivo y de tipo inductivo. Los de

tipo inductivo son monopolares y pueden ser montados verticalmente u horizontalmente

dependiendo de las necesidades. Vienen dentro de una envolvente sellada con gas SF6. En

la figura 4.21 se aprecia la envolvente (1) cubierta con una tapa (2); esta también soporta

la parte activa del T.P. Los devanados secundarios (4) y primarios (5) están arrollados

sobre un núcleo laminado (3), el T.P. está en un compartimiento separado por medio de

un aislador cónico de resina (7). El anillo de soporte (8) es atornillado alrededor de la

extensión (16). Tiene un válvula de no retorno para conexión de llenado del gas (9). El

compartimiento de gas del T.P. está acoplado con el compartimiento de la S.E. a través de

una tubería de conexión. Tiene un disco de ruptura (10) que opera cuando se presenta alta

presión de fas SF6 en caso de falla. Los gases serían guiados hacia donde no afecte al

personal por medio de un tubo deflector (11). La conexión de alta tensión del T.P. del

devanado primario se hace a través del poste aislado por medio de una boquilla. En esta

boquilla se acopla al pieza de conexión (13) la cual conecta con el conductor interno de la

bahía. Las terminales de los devanados secundarios se llevan a través de una placa boquilla

hermética a la caja de conexiones (12).

4.4.6 Apartarrayos

Se pueden instalar apartarrayos convencionales en el remate de las líneas de transmisión a

la subestación encapsulada, o pueden estos formar parte de los módulos blindados de la

misma, dependiendo del diseño y necesidades de operación de la instalación, para

asegurar la protección de sobrevoltaje requerida. Se prefieren los apartarrayos de óxido

de metal por su alta capacidad de absorción de energía cuando se presentan

sobretensiones por maniobra o descarga atmosférica. En la figura 4.22 se muestra un corte

transversal de un apartarrayos de este tipo. La parte activa está formada por resistencias

en serie formadas en columnas; un cilindro con capacitor graduado circunda las

resistencias y asegura un voltaje de distribución uniforme sobre las columnas. La parte

activa es montada concéntricamente en la envolvente metálica y aislada en una atmósfera

de gas SF6.

4.4.7 Gabinetes de control

Cada bahía de la subestación aislada en gas SF6, deberá contar con un gabinete de control local

frente a su módulo respectivo con un ancho no mayor a este. Debe estar sellado, con

calefacción y tener su puerta frontal, además de las siguientes características:

a) Control de todos los equipos primarios (interruptor, cuchillas seccionadoras y cuchillas de

puesta a tierra).

b) Señalización de posición de cada equipo primario.

c) Cuadro de alarmas con lámparas indicadoras de densidad de gas, sistema hidráulico,

neumático, falla de cuchillas, etc.

d) Centralizador de los cables de control de la bahía.

e) Representación mímica del diagrama unifilar de la bahía.

f) Control y protección de equipos auxiliares (bombas, compresores, motores de cuchillas,

etc.).

g) Contadores, relés de tiempo, etc., montados en bases sobre riel.

h) Alumbrado interior.

i) Barra conectadora a tierra.

j) Entrada de multicables con malla contra la influencia de alta frecuencia.

k) Selector de posición local/remoto.

l) Llave de desbloqueo para mantenimiento.

4.4.8 Boquillas

En las subestaciones encapsuladas en gas SF6 se utilizan boquillas aisladas a la salida de las

bahías. Estas pueden instalarse en posición vertical, horizontal o inclinada, dependiendo de las

necesidades de la instalación. Las boquillas más usuales son del tipo SF6-Aire, SF6-Cable y SF6-

Aceite. En la figura 4.23 podemos apreciar un corte de una boquilla SF6-Aire.

El conductor (10) está dentro de un recinto de alta presión de gas SF6 (5) separado por una

cámara de presión aislante (1), del recinto de baja presión de SF6 (6). A través de la válvula (7)

se puede controlar la baja presión de SF6 y por la válvula (8), la alta presión del gas. El aislador

de separación (9) se acopla al compartimiento lado subestación aislada en SF6. La brida (4)

sirve para unir la parte metálica con el aislamiento exterior de porcelana; la cubierta (12)

colocada en la parte inferior de la boquilla solo se ocupa en el transporte para proteger el

aislador de separación (9) y durante el montaje se retira.

se tiene un montaje horizontal de una boquilla SF6-Aceite; como se aprecia, el lado de la

subestación (1), la coquilla está presurizada con gas SF6 por el lado exterior de esta. Por la

parte interior cubre a la parte activa (2) con capas graduadas (3) y estas están cubiertas

por una cámara de aceite (4). En caso de una sobrepresión del aceite tiene un diafragma

de expansión (5) en la parte superior. Del lado derecho de la brida (6) está acoplada la

boquilla al transformador (7) a través de un ducto. Por la parte inferior tiene un tap de

prueba capacitiva (8), un manómetro (9) para el aceite y en los extremos tiene pantallas de

esfuerzo (10). Por último, en la figura 4.25 se ve un corte transversal de una boquilla tipo

SF6-Cable.

4.4.9 Barras

Con respecto a las barras colectoras o buses, estas pueden seguir, como ya se ha visto,

cualquier arreglo de una subestación de tipo convencional con las ventajas que se mencionan

al principio de este capítulo. Dentro de las características más relevantes, se observa que esta

parte de la subestación aislada, al quedar sellada y aislada del resto de los componentes

mediante las secciones estancas correspondientes prácticamente no presenta incidencias de

fallas, ya que su mayor parte está constituida por secciones tubulares acopladas entre sí, sin

partes móviles ni expuestas a arqueos con potencial (a excepción de aquellas secciones

conectadas a cuchillas) lo cual segura una alta confiabilidad y una protección casi perfecta

contra la contaminación ambiental y otros factores externos. Un ejemplo de esta condición es

la alta resistencia a la corrosión que presenta el encapsulado con aleación de aluminio,

resultando una gran ventaja en la durabilidad de las superficies de sellado, el soporte es

suministrado por aisladores del tipo de disco fabricados con resinas epoxicas.

Estos aisladores, además de soportar la barra colectora que pasa por sus centros, sirven como

tapas para sellar entre sí los tramos modulares de barras, procurando la imposibilidad de

contaminación entre los módulos particulares asó como la no propagación de una falla interna

a lo largo de las barras, confinando los daños al modulo fallado. En forma adicional, los

aisladores proporcionan el soporte mecánico necesario para resistir los esfuerzos

electromagnéticos que se llegasen a presentar en caso de cortocircuito. Con objeto de integrar

la subestación, los diversos módulos se ligan mediante los buses con elementos de

interconexión generalmente deslizables y bridas tipo fuella, que no solo permiten las

expansiones de barras y cubiertas, sino que absorben las pequeñas desalineaciones debidas al

montaje, a la vez que forman el sello requerido para evitar fugas de gas. Existen también

tirantes que absorben los esfuerzos de pandeo que se producen al evacuar los

compartimientos de gas.