Subestaciones aisladas con gas SF6 (GIS) (Parte 1ª)

Subestación interior GIS, ABB

Las instalaciones de distribución aisladas con gas SF₆ para 40 a 550 kV y corrientes de desconexión de 25 a 63 kA se han acreditado en todo el mundo desde el año 1969, en la actualidad se alcanzan con esta tecnología hasta los 1100 kV. Su campo de aplicación es desde la pequeña subestación de distribución eléctrica hasta la planta transformadora de grandes dimensiones.  Las instalaciones provistas  de SF₆ son más compactas, necesitan (según tensión correspondiente), solamente una mínima parte del espacio requerido por las instalaciones de distribución convencionales AIS (Air Insulated Switchgear)(figura 1 a) haciéndose, esta reducción más evidente cuanto mayor es la tensión de servicio (hasta 30 veces menos que una AIS para subestaciones de 800 kV). Todos los elementos de la instalación, como por ejemplo el juego de barras principales o colectoras, seccionadores, interruptores automáticos, transformadores de corriente y tensión, terminales de cables y elementos de unión, están contenidos en envolventes metálicas que a su vez están llenas de hexafluoruro de azufre (SF6) a una presión superior a la atmosférica. Se forman así módulos individuales por equipo (figura 3), que se interconectan mecánica y eléctricamente entre sí para formar bahías o celdas con distintas configuraciones. La amplia variedad de terminales y elementos de conexión de diversas formas y tamaños permite interconectar las bahías para configurar prácticamente cualquier esquema de una subestación (figura 2).

Ver propiedades del hexafluoruro de azufre en el post: “El gas SF6” en el siguiente link: http://imseingenieria.blogspot.com.es/2016/02/el-gas-sf6.html

En la figura 2 b se realiza una comparación económica entre subestaciones GIS y AIS en condiciones normales, pero además se deben tener en cuenta los siguientes aspectos no menos importantes:

1. Si se disponen de terrenos de superficies pequeñas y de alto costo, como generalmente ocurre en las grandes ciudades, Las subestaciones GIS son más económicas que las AIS.
2. Si se dispone de terrenos amplios de bajo costo, donde no se requieran trabajos de obra civil complicados, las AIS pueden resultar más económicas que las GIS.
3. En situaciones intermedias a las 1 y 2, el costo de comparación debe hacerse caso por caso.
4. A veces, el cuidado del medio ambiente reviste tal importancia que una instalación no está afectada por comparaciones de costos.
5. Igual que el punto 4 ocurre en instalaciones con ambientes caracterizados por alta polución. En estos casos las GIS son la solución más económica ya que conceptualmente sus diseños se adaptan a estas circunstancias.

Figura 1: a) Comparativo de superficies de subestaciones de similar esquema AIS/GIS.

b) Relación de costos GIS/AIS

Figura 2: Integración de funciones de las bahías de Subestación AIS en bahías GIS, interconectadas finalmente para formar una subestación GIS

Las bahías o celdas GIS pueden estar compuestas de los siguientes módulos:

Módulo de juego de barras principales o colectoras.

Módulo de interruptor.

Módulo de seccionador de barras.

Módulo de seccionador de línea.

Módulo de seccionador de puesta a tierra.

Módulo de seccionador de aislamiento.

Módulo de transformador de corriente.

Módulo de transformador de tensión.

Módulo de transformador de tensión de barras.

Módulo de descargador de sobretensiones.

Módulo de prolongación (recto, ángulo).

Módulo de empalme con cable subterráneo.

Módulo de empalme con línea aérea.

Módulo de empalme con máquinas (transformador /autotransformador de potencia, reactor, etc.).

Figura 3: Combinación de módulos para una celda ABB ELK-04 de doble barra con armario de control integrado y diagrama unifilar

Ventajas de las instalaciones GIS respecto a las AIS:

• Escaso espacio (Compacidad)
• Menor costo del terreno y mano de obra (< 60%)
• Mayor vida útil
• Poco peso
• Instalaciones en interior o exterior
• Ausencia de contaminación del medio ambiente
• Elevada seguridad de servicio
• Protección eficaz contra contactos casuales
• Escaso mantenimiento
• Ejecución de aparatos siguiendo la técnica de módulos
• Periodo de montaje corto debido a un ensamblaje previo muy amplio
• Comprobación de grandes unidades en fábrica
• Monitoreo continuo de gas

Inconvenientes de las instalaciones GIS respecto a las AIS:

• Mayor dependencia del fabricante
• Tiempos mayores de indisponibilidad en caso de fallo
• Gas contaminante

Esquemas básicos de las instalaciones

Existen diferentes tamaños con el mismo esquema básico para las diferentes tensiones, caracterizadas por un sistema de unidades normalizadas con las ventajas de la fabricación en serie, empleo de elementos normalizados y fácil mantenimiento de reserva. Los elementos combinables permiten en cada tamaño la ejecución de instalaciones de distribución apropiadas para todas las maniobras básicas exigidas en la construcción de subestaciones de distribución.

La Tabla 1 muestra una visión general de los datos nominales principales de los modelos presentados por ABB. Dentro de los márgenes de tensiones inferiores, las instalaciones están equipadas con sistemas trifásicos blindados. En el margen intermedio, las barras colectoras con sistemas trifásicos blindados se combinan con salidas monofásicas blindadas. Por último, en los márgenes superiores, domina el blindaje monofásico para todos los elementos.

Tabla 1: Datos técnicos de Subestaciones de distribución en SF6, ABB

Construcción básica

La figura 5 muestra la construcción base  de un elemento. Para el apoyo de los conductores a la carcasa y para la separación de las cámaras de gas se emplean aisladores de materias sólidas, compuestos de materiales resistentes a la corrosión y al envejecimiento. La unión eléctrica de los elementos se establece mediante unas conexiones enchufables con capacidad conductora de corriente. Unas juntas simples de hermetización toroidales y resistentes al envejecimiento, así como de una gran sección transversal, garantizan un ensamblaje hermético al gas entre las bridas de la carcasa. Para el aislamiento en las diversas cámaras de gas se emplea gas SF₆ bajo la presión adecuada.

Figura 5: Disposición básica de las partes blindadas de las instalaciones: 1. Blindaje; 2. Conductor; 3. Soporte; 4. Contacto de conexión; 5. Brida de la carcasa; 6. Gas SF₆.

Tipo de elementos

Se analizan seguidamente los elementos que pueden contener las diferentes instalaciones GIS y se toma como referencia una Bahía GIS ABB con doble barra ELK – 14 de 245 kV. con salida por cable, tal como se indica en la figura 6.

Figura 6: Diseño modular GIS, ELK-14, 245-362 kV de ABB bahía de salida – cable con doble barra

Envolventes

Son piezas de fundición, hechas de aleación de aluminio, con excepción de las uniones rectas, realizadas a partir de tubos extrusionados.

Aisladores

Son soporte de conductores y partes activas y están moldeados en resina epoxi. Existen dos tipos de aisladores, aquellos que no limitan compartimentos estancos y los que sí. la alúmina mezclada con la resina le confiere una elevada resistencia mecánica y previene cualquier ataque químico por los productos de descomposición del SF₆.

Juntas de estanqueidad

La estanqueidad entre las bridas está garantizada por una junta de elastómero sintético, con una sección especialmente estudiada para constituir tres labios concéntricos, los dos labios internos están así muy bien protegidos del medio exterior.

Barras colectoras

Las instalaciones para 72,5 … 170 kV tienen un blindaje trifásico; para 245… 300 kV el blindaje puede ser trifásico o monofásico y de 420 kV en adelante el blindaje es monofásico. Las longitudes se corresponden con las celdas y los diámetros están en proporción con la tensión. En el caso de grandes longitudes de barras colectoras, se instalan elementos de dilatación. Cada sistema de barras forma una cámara de gas individual, siendo posible la incorporación de aisladores de separación adicionales.

Figura 7: barras colectoras aisladas con gas SF₆

Seccionadores

Instalados como interruptores de barras o como seccionadores de salida, son seccionadores de línea provistos de un accionamiento motorizado monofásico o trifásico. Existe, además, también la posibilidad de un accionamiento manual. Se dispone de una puesta a tierra integrada o acoplada. El accionamiento se efectúa únicamente cuando no existe corriente, con lo cual el mismo tiene capacidad de maniobrar las reducidas corrientes con las que han quedado cargadas las instalaciones.

Figura 8: Vista en corte de Seccionador de línea GIS ELK-14 ABB (figura superior) y del mismo en el módulo de barras (figura inferior)

La puesta a tierra rápida es de conexión segura frente a corrientes de cortocircuito y puede ser incluida dentro de las medidas de protección de la instalación. Un accionamiento de acumulación de energía con mecanismo de muelle accionado por un motor le confiere una elevada velocidad de conexión. 

Figura 9: Vista en corte de seccionador de puesta a tierra de acción rápida (GIS ELK-14 ABB)

Los dispositivos de puesta a tierra de trabajo, son necesarios, por ejemplo para la ejecución de trabajos de revisión y se instalan generalmente delante y detrás del interruptor automático. En la mayoría  de los casos, aquellos son acoplados o integrados en la carcasa del seccionador y se conectan manualmente sólo cuando no están bajo tensión.

Interruptores automáticos

Trabajan según el principio de compresión y, según el tamaño, con uno hasta seis tramos de conexión por cada polo. Un embolo soplante produce en cada tramo de separación de la cámara de extinción, durante la desconexión, la presión de gas SF6 necesaria para la extinción del arco eléctrico. El accionamiento se efectúa de forma oleohidráulica, trifásica o monofásicamente.

Figura 10 : Interruptor automático GIS ELK-14 ABB con mecanismo de operación

Seccionadores en carga (123-362 kV)

Encuentran aplicación en estaciones distribuidoras de dimensiones reducidas. Este seccionador domina la conexión de las corrientes de servicio, la conexión y desconexión de transformadores, así como las líneas de cables exentas de carga. Tienen la capacidad de conectar y conducir, durante cortos intervalos de tiempo, corrientes de cortocircuito.

Trabajan igualmente según el principio de compresión y están equipados con un accionamiento de acumulación de fuerza por muelles accionados por motor.

Transformadores de corriente

Construidos con núcleo anular y, según requieran las condiciones de protección, se instalan delante o detrás del interruptor automático. Dentro de un blindaje tienen cabida hasta un total de cinco núcleos.

Las conexiones secundarias se fijan en una caja de bornas.

Figura 11: Vista en corte de transformadores de corriente y seccionador de puesta 

a tierra de la GIS ELK-14, ABB

Transformadores de tensión de fase-tierra

Destinados a la medición y protección pueden estar montados en el lado secundario con devanados de medición y un devanado en triángulo abierto para la captación de las conexiones a tierra. Los bornes secundarios están dispuestos en una caja correspondiente

Figura 12: Vista en corte de transformadores de tensión (GIS ELK-14, ABB)

Los transformadores de tensión inductivos de 72,5 – 170 kV están alojados en una carcasa llena de gas SF₆. Para tensiones de 170kV y superiores y también para 123 – 170 kV se emplean transformadores de tensión aislados con láminas y  con gas SF₆ como aislamiento principal.

Los transformadores de tensión capacitivos monofásicos se aplican a las instalaciones  superiores a 300 kV. El condensador de alta tensión está aislado con aceite y se encuentra aislado dentro de una carcasa con de gas SF₆. Las capacidades de baja tensión y los aparatos de adaptación inductiva se encuentran en el interior de un depósito separado en el lado de potencia de tierra.

Descargadores de sobretensión con aislamiento gas SF₆

La parte activa de los descargadores de sobretensión se encuentra alojada en el interior de un tubo aislado, lleno de nitrógeno (gas N₂), entre el tubo  y el blindaje, el gas SF₆ se encarga del aislamiento.

Los recorridos de chispas se encuentran empotrados en una fundición a base de resinas epoxi. En el caso de una sobrecarga en el descargador, la descarga de la presión impide el riesgo para el personal de servicio. La conexión en el lado de la puesta a tierra está montada de forma aislada frente al blindaje, posibilitando así la conexión a los contadores de descargas.

El margen de protección de los descargadores aislados en SF₆ para las instalaciones de 123 kV es de 30-40 m. y para las instalaciones de 245 – 420 kV, 40-60 m.

Figura 13: Vista en corte de descargador de sobretensión (GIS ELK-14, ABB)

Boquillas de paso SF6/aceite

Permiten la unión directa del transformador con la instalación, sin necesidad de emplear una conducción exterior. La boquilla está unida directamente con la cuba del transformador por medio de la tornillería apropiada. Un fuelle elástico absorberá las dilataciones térmicas y las tolerancias de montaje, impidiendo al mismo tiempo que las vibraciones de la cuba, producidas por la frecuencia de la red, sean transmitidas al blindaje de la instalación.

Figura 14: Vista en corte de boquilla de paso SF6/aceite (GIS ELK-14, ABB) con detalle de instalación en transformador de potencia.

Boquillas de paso SF₆ de líneas aéreas

Permiten la unión de instalaciones blindadas con líneas aéreas o la unión con los contactos desnudos de transformadores, con el fin de obtener en los bornes de conexión las separaciones necesarias, las boquillas se prolongan por medio de piezas blindadas apropiadas.

Figura 15: Vista en corte de una boquilla de paso SF6 de líneas aéreas (GIS ELK-14, ABB) y foto de las mismas en una instalación

Tuberías para cables en gas SF₆

Se emplean principalmente para la transmisión de grandes potencias e intensidades, también cubren grandes distancias, como por ejemplo desde una central de energía subterránea o desde una instalación transformadora de tensión hasta la conexión a la línea aérea muy alejada.

Figura 16: Vista en corte de una boquilla de conexión a cable (GIS ELK-14, ABB) y foto de las mismas en una instalación

Piezas de unión

Son de distintos tipos, tales como piezas angulares en forma de T o en cruz, así como las barras tubulares rectas dentro de unas longitudes ajustadas, sirven como elementos intermedios al montar instalaciones destinadas a unas exigencias especiales, por ejemplo, instalaciones con barras de paso, barras colectoras de anillo o interruptores 1 ½, entre otros.

Figura 17: Vistas en corte de diferentes piezas de unión (GIS ELK-14, ABB)

Controladores de hermeticidad SF₆

Controlan la impermeabilidad de las diferentes cámaras de separación, con lo cual queda garantizado un servicio seguro.

Armarios de mando

A cada derivación se le agrega un armario de mando, en el cual están incluidos todos los aparatos destinados al mando, avisos y alarmas, control, protección y alimentación de energía.

Figura 18: Vista del armario de mando de la bahía GIS ELK-14 de ABB

Continua en: Subestaciones aisladas con gas SF6 (GIS).   (Parte 2ª)

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2017/06/subestaciones-aisladas-con-gas-sf6-gis_7.html



FUENTES:

Catálogo ABB: Gas-insulated switchgear ELK-14 C, 245 kV

ABB review 1/2009

BBC: Manual de las instalaciones de distribución de energía eléctrica

Catálogo ABB: Subestación aislada en gas tipo ELK-04

Catálogo ABB: Gas Insulated Switchgear

POST EN PDF EN LA SIGUIENTE URL:

http://www.mediafire.com/file/65u8c443dd9kfk8/Subestaciones_aisladas_con_gas_SF6_.pdf