Subestaciones de energía eléctrica

Una subestación de energía eléctrica es una instalación que proporciona una unión entre partes de la red eléctrica. Las funciones de la subestación, críticas para el correcto funcionamiento del sistema eléctrico, incluyen la interconexión de las líneas eléctricas de diferentes partes del sistema; la supervisión y el control de las condiciones de funcionamiento del sistema; y la protección de los equipos del sistema eléctrico.

CLASIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN GENERAL

Las subestaciones pueden clasificarse en una de varias categorías dependiendo de su ubicación y función dentro del sistema. Las subestaciones generadoras están situadas en el emplazamiento de las estaciones de generación de energía y proporcionan la conexión con el sistema de transmisión. Las subestaciones de potencia a granel conectan el sistema de transmisión con el sistema de subtransmisión, reduciendo la tensión mediante un transformador (subestación transformadora), o conectando las líneas de transmisión de alta tensión de diferentes partes del sistema sin cambiar la tensión (subestación de conmutación). Una subestación de distribución proporciona el enlace entre el sistema de subtransmisión y las tensiones mucho más bajas del sistema de distribución. Una estación convertidora es un tipo único de subestación de energía a granel que proporciona un enlace entre las líneas de transmisión de corriente alterna de alto voltaje y las líneas de transmisión de corriente continua de alto voltaje.

En la ubicación de las subestaciones hay que tener en cuenta factores eléctricos, geográficos, económicos, políticos y estéticos. Las altas tensiones del sistema de transmisión se utilizan porque las corrientes reducidas dan lugar a una transmisión de energía más eficiente. Por ello, las subestaciones se colocan lo más cerca posible de las cargas del sistema para minimizar las pérdidas. Esto está condicionado por el valor y la disponibilidad de los inmuebles, así como por el requisito de que el terreno esté relativamente nivelado dentro de la subestación. En la ubicación de las subestaciones se procura, sobre todo en las zonas de alta densidad de población, que el emplazamiento no obstruya las vistas panorámicas ni deprecie estéticamente las urbanizaciones comerciales o residenciales. El tamaño físico de las subestaciones puede abarcar grandes áreas porque los componentes de alta tensión están aislados entre sí por el aire y, por lo tanto, deben estar separados por distancias significativas. Históricamente, estos problemas han limitado la instalación de grandes subestaciones a zonas con una población relativamente escasa. Sin embargo, desde la década de 1980, las subestaciones se aíslan con gas presurizado de azufre-hexafluoruro (SF 6). Debido a la alta calidad de aislamiento del SF 6, el tamaño de estas subestaciones aisladas con gas puede ser muy inferior al 25% del tamaño de una subestación aislada con aire con la misma capacidad de manejo de energía. En algunas aplicaciones, especialmente en las que se encuentran cerca de centros de población, toda la subestación puede estar encerrada en edificios, lo que reduce las preocupaciones estéticas y el deterioro por el medio ambiente. Sin embargo, las subestaciones aisladas por aire siguen siendo las preferidas debido a su mayor coste y a las preocupaciones medioambientales relacionadas con la liberación de SF 6 (que se está investigando como gas de efecto invernadero).

INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA

La función principal de las subestaciones es proporcionar una interconexión entre las líneas de transmisión que se extienden a otras áreas geográficas y entre partes del sistema que pueden estar operando a diferentes tensiones. Un aspecto principal del diseño de las subestaciones es la disposición de las conexiones a través de los disyuntores a los nodos comunes llamados buses. Los disyuntores son grandes interruptores eléctricos que permiten desconectar las líneas de transmisión o los transformadores del bus. Los transformadores proporcionan un cambio de tensión.

Busas

Las barras suelen ser de aluminio o cobre y son barras rígidas en la subestación, aisladas de tierra y de otros equipos mediante un amplio material aislante, normalmente aire o sulfuro de azufre. La disposición de los buses en la subestación puede ser de varias categorías; las más comunes se ilustran y explican en la Tabla 1. La selección adecuada de la configuración se realiza equilibrando cuidadosamente el coste, la fiabilidad, el control y el espacio

Un solo bus – Todas las conexiones están vinculadas a un solo bus, con un disyuntor para cada bus. Esta disposición se favorece por su simplicidad y bajo coste, aunque es la menos deseable en cuanto a fiabilidad. El mantenimiento de los equipos de la subestación requiere que las conexiones se pongan fuera de servicio. – Este tipo de bus suele ser la configuración elegida en subestaciones de 130 kV o inferiores.
Bus principal y de transferencia – Al igual que en la disposición de bus único, cada conexión está vinculada al bus principal a través de un disyuntor, pero el disyuntor puede derivarse mediante interruptores de desconexión a través de un bus de transferencia y otro disyuntor al bus principal. Esto permite aislar el disyuntor para el mantenimiento sin perder el servicio de la conexión. – Se utiliza en aplicaciones más críticas a 130 kV o menos, y ocasionalmente a tensiones más altas.
Bus de anillo – Este esquema tiene todos los interruptores enlazados en un bucle cerrado, con conexiones que entran en la unión entre interruptores. De esta manera, cualquier conexión puede ser aislada o cualquier disyuntor individual retirado sin interrumpir las otras conexiones. Esto proporciona un mayor nivel de redundancia que los sistemas mencionados anteriormente. Las cuestiones de control y relés de protección son algo más complicadas para esta disposición. – Suelen encontrarse en subestaciones de más de 130 kV, en subestaciones más pequeñas. A menudo se instala con la expectativa de una futura ampliación a un esquema de interruptor y medio.
Esquema de interruptor y medio – Este esquema tiene dos barras iguales, con tres interruptores conectados entre ellas. Cada conexión puede estar vinculada a una de las barras a través de un disyuntor, y en el caso de que un disyuntor esté fuera de servicio o necesite mantenimiento, la conexión puede seguir siendo servida a través de los dos disyuntores a la otra barra. El nombre de esta disposición proviene del hecho de que dos conexiones son atendidas por tres interruptores, de modo que hay una media de un interruptor y medio por conexión. Este esquema es menos complicado que el bus en anillo, con mayor fiabilidad, pero es más costoso. – Más común en sistemas de más de 130 kV.
Bus doble – Una disposición de bus doble, interruptor doble proporciona un enlace a cada bus a través de un interruptor independiente para cada conexión. Esto proporciona una redundancia total en caso de mal funcionamiento, o la necesidad de realizar el mantenimiento de un disyuntor o bus, pero es la configuración más cara. – Suele encontrarse en la mayoría de las subestaciones de transmisión críticas y en las subestaciones de generadores.
Línea de bus, transformador, o carga ↓ Interruptor de desconexión -⦧ Interruptor automático □

limitaciones. Si la subestación da servicio a cargas críticas, la necesidad de una alta fiabilidad puede justificar el mayor coste de una disposición de barras más compleja, mientras que para cargas menos críticas, las limitaciones de espacio pueden dictar una disposición de barras mínima.

Interruptores de desconexión

Para cada pieza de equipo en una subestación, se proporcionan interruptores manuales -llamados interruptores de desconexión- para hacer cumplir el aislamiento eléctrico completo del equipo antes de que se realice cualquier servicio. Los interruptores de desconexión se colocan en lugares claramente visibles para que el personal de mantenimiento pueda confirmar continuamente que el equipo está aislado. El interruptor de desconexión no puede interrumpir la corriente, por lo que sólo se abre cuando la corriente ya ha sido interrumpida por un interruptor automático como un disyuntor.

Disyuntores

Los disyuntores son interruptores que se accionan mediante una señal, desde un relé o desde un operador. El disyuntor está diseñado para interrumpir las corrientes muy grandes que pueden producirse cuando el sistema experimenta un fallo, como la caída de un rayo o un arco a tierra (por ejemplo, la caída de un árbol sobre una línea o la caída de una línea a tierra). Debido a que estas corrientes extremadamente grandes pueden causar graves daños a equipos como transformadores o generadores, y debido a que estos fallos pueden interrumpir el correcto funcionamiento de todo el sistema eléctrico, los disyuntores están diseñados para funcionar con la suficiente rapidez como para evitar daños en los equipos, a menudo en 100 milisegundos o menos.

Los contactos del disyuntor consisten en dos piezas de metal que son capaces de moverse una respecto a la otra. Cuando el disyuntor está cerrado, los contactos se tocan y la corriente fluye libremente entre ellos. Cuando el disyuntor se abre, los dos contactos se separan, normalmente mediante un muelle de alta resistencia o un operador neumático. Cuando los contactos se separan, la corriente continúa fluyendo a través de ellos, y el material entre ellos se ioniza, formando un plasma conductor. Para proporcionar aislamiento, el plasma debe ser eliminado y los contactos deben estar separados a una distancia suficiente para evitar el reinicio de un arco. Se implementan varias tecnologías diferentes para dar lugar a cuatro tipos comunes de disyuntores.

Los disyuntores de chorro de aire están aislados por aire, y el plasma se extingue al soplar una ráfaga de aire comprimido entre los contactos. Estos son menos comunes que los otros tipos y generalmente ya no se aplican en las nuevas instalaciones debido al tamaño, y los problemas con el mantenimiento de los compresores. Los disyuntores llenos de aceite tienen los contactos encerrados en un tanque sellado de aceite altamente refinado, con conductos de aceite diseñados para forzar el aceite entre los contactos para apagar el arco cuando los contactos se abren. Estos interruptores son comunes, pero su popularidad está disminuyendo debido a las preocupaciones ambientales asociadas con el riesgo de un derrame de petróleo. Aunque los fallos de los disyuntores ocurren raramente, pueden derramarse cientos de galones de aceite en un solo fallo, lo que requiere procedimientos de reparación muy costosos. Los disyuntores más populares para los sistemas de alta tensión son los disyuntores llenos de gas que tienen los contactos encerrados dentro de un tanque sellado de SF6 presurizado. Estos han demostrado ser muy fiables, aunque ha habido algunas preocupaciones ambientales sobre la liberación del SF6 cuando se mantiene el dispositivo o cuando el tanque se rompe. Para aplicaciones de baja tensión (menos de 34 kV), se suelen utilizar disyuntores de vacío. Estos eliminan el arco eléctrico al encerrar los contactos dentro de una cámara evacuada. Como no hay fluido que se ionice, no se puede formar plasma. Su mayor ventaja es un tiempo de respuesta muy rápido y la eliminación de los problemas medioambientales.

Además de los interruptores automáticos, existen otras clases de interruptores automáticos que pueden ser controlados u operados a distancia, pero con capacidad de interrupción de la corriente. Entre ellos se encuentran los conmutadores de circuitos, los reconectadores y los seccionadores.

Transformadores

Los transformadores de potencia realizan la importantísima función de enlazar partes del sistema eléctrico que están a diferentes tensiones. Se encuentran exclusivamente en subestaciones, excepto en el sistema de distribución, donde pueden estar montados en postes o zapatas cerca de las cargas a las que sirven.

Monitoreo y protección del sistema

La subestación proporciona un punto de monitoreo de los parámetros de operación del sistema. El sistema eléctrico es un conglomerado muy complejo y sensible de piezas que deben estar todas coordinadas para funcionar correctamente. Por esta razón, las condiciones de funcionamiento deben ser observadas y controladas muy de cerca. Para ello, se utilizan sensores especializados para adquirir la información y, a continuación, sistemas de comunicación para transmitirla a un punto central. Para una respuesta inmediata a los fallos del sistema (como conductores dañados, arcos a tierra u otras condiciones de funcionamiento no deseadas), se utiliza un sistema de relés de protección (compuesto por sensores e interruptores automatizados) para accionar los interruptores automáticos.

Transformadores de medida

Las altas tensiones y corrientes que se observan en una subestación superan los valores nominales de tensión y corriente de los equipos de supervisión, por lo que se utilizan transformadores de medida para convertirlas en valores más bajos para su supervisión. Los transformadores de medida pueden clasificarse como transformadores de corriente (TC) o transformadores de tensión (TT), que a veces también se denominan transformadores de potencial. Los TC suelen consistir en un núcleo toroidal de material magnético envuelto con un número relativamente alto de vueltas de alambre fino, en el que la corriente a medir pasa por el centro del toroide. Estos dispositivos suelen situarse en los casquillos de los disyuntores y transformadores para poder medir la corriente en dichos dispositivos. Los casquillos son las conexiones especiales aisladas que permiten que la corriente pase del aire exterior a una caja metálica sellada. Los transformadores cumplen la función de reducir la tensión hasta un nivel medible. Suele haber uno conectado a cada una de las barras de la subestación. La mayoría de las veces, los TT se construyen esencialmente de la misma manera que otros transformadores, aunque a veces un acoplamiento capacitivo puede mejorar o sustituir la electromagnética. Los recientes avances tecnológicos han desarrollado una nueva clase de TC y TT que son dispositivos ópticos que utilizan materiales especializados y técnicas avanzadas de procesamiento de señales para determinar la corriente basada en la polarización de la luz según la influencia de la intensidad del campo magnético, y la tensión basada en la polarización de la luz según la influencia de la intensidad del campo eléctrico. Aunque estos dispositivos son significativamente más caros que las tecnologías tradicionales, proporcionan una mayor precisión y fiabilidad y un mejor aislamiento eléctrico.

Una vez que se han medido las condiciones de funcionamiento, la información se transmite a una ubicación central mediante un sistema conocido como SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Los datos del sistema SCADA se muestran en el centro de despacho regional para ayudar a los operadores a saber qué acciones deben tomarse para el mejor funcionamiento del sistema.

Relé de protección

Los transformadores de medida proporcionan entradas al sistema de protección automática. Para proporcionar una respuesta rápida a los fallos, un grupo de dispositivos llamados relés aceptan las señales de tensión y corriente, determinan cuándo existen condiciones anormales y abren los interruptores en respuesta a las condiciones de fallo. El diseño del sistema de protección abre sólo los disyuntores más cercanos al problema para que todo el resto del sistema pueda reanudar su funcionamiento normal después de que el fallo quede aislado del sistema. Históricamente, la determinación de los disyuntores que deben abrirse se ha hecho utilizando varios dispositivos electromecánicos que tenían las comparaciones y los retrasos necesarios incorporados en su diseño. Estos incluyen relés de sobrecorriente, relés direccionales, relés de distancia, relés diferenciales, relés de subtensión y otros. Estos dispositivos electromecánicos han demostrado ser resistentes y fiables desde principios del siglo XX. A finales de la década de 1950, una nueva clase de relés, los de estado sólido, que utilizaban circuitos analógicos y puertas lógicas, ofrecían básicamente las mismas prestaciones, pero sin piezas móviles y, por tanto, con menos requisitos de mantenimiento. Con la llegada de los microprocesadores de bajo coste y alto nivel, ha nacido una nueva generación de relés en la que un único relé basado en un microprocesador realiza todas las funciones de varios relés electromecánicos o de estado sólido diferentes. El microprocesador aporta las ventajas de una mayor precisión, una mayor sensibilidad a los fallos, una mejor selectividad, flexibilidad, facilidad de uso y de comprobación, y capacidad de autodiagnóstico. Pueden integrarse en el sistema SCADA para comunicar la causa de la apertura del interruptor, y pueden ser operados, reajustados y actualizados mediante acceso remoto. Estas ventajas son la razón por la que los relés basados en microprocesadores se encuentran en la mayoría de las instalaciones nuevas y también se están adaptando en muchas subestaciones existentes.

Además de la protección contra corrientes excesivas, los equipos deben estar protegidos contra tensiones excesivas que suelen producirse por la caída de rayos o los transitorios de conmutación. Debido a la alta velocidad de estas sobretensiones, los relés y los disyuntores no pueden responder a tiempo. En su lugar, este tipo de protección es proporcionada por los descargadores de sobretensión, que son dispositivos pasivos que evitan las sobretensiones sin partes móviles. El primer tipo de descargador de sobretensión fue el de entrehierro, en el que un conjunto especial de contactos está separado por una distancia especificada por la tensión máxima tolerable. Cuando la tensión supera ese umbral, se forma un arco, que esencialmente cortocircuita la sobretensión. La tecnología más reciente de descargadores de sobretensión es el varistor de óxido metálico (MOV). Se trata de un dispositivo que se comporta como una resistencia muy grande a tensiones inferiores al umbral especificado, pero a tensiones superiores al umbral, la resistencia del dispositivo cae precipitadamente, extrayendo efectivamente suficiente corriente para limitar la tensión, pero sin cortocircuitarla a tierra.

Control de la tensión del sistema

Otra de las funciones principales de una subestación es proporcionar los medios para controlar y regular las tensiones y el flujo de energía. Estas funciones se llevan a cabo mediante la retroalimentación de un sistema automatizado o mediante instrucciones remotas desde el centro de despacho utilizando un conjunto de dispositivos y sistemas dentro de la subestación.

Un cambiador de tomas de carga, parte integrante de un transformador de potencia, es un interruptor especial que ajusta la relación de tensión del transformador hacia arriba o hacia abajo para mantener la tensión del lado de la carga en el nivel deseado a pesar de los cambios de tensión en el lado de la fuente. Las baterías de condensadores se utilizan para elevar la tensión en una subestación cuando ha bajado demasiado, sobre todo en zonas de grandes cargas industriales. Los reactores en derivación se utilizan para bajar las tensiones que han subido demasiado debido a la capacitancia en la línea de transmisión o distribución.

Otra clase de dispositivos utilizados para controlar la tensión se operan utilizando interruptores electrónicos alimentados para ajustar continuamente la capacitancia y/o la inductancia en una subestación para mantener la tensión en el nivel preciso deseado. Estos dispositivos son relativamente nuevos en su implantación, ya que se han desarrollado con la llegada de componentes semiconductores de potencia baratos y robustos. Estos dispositivos forman parte de un grupo ampliamente conocido como dispositivos FACTS (Flexible AC Transmission System) e incluyen compensadores estáticos de varilla, compensadores estáticos síncronos y restauradores dinámicos de tensión.

John A. Palmer

Ver también: Condensadores y ultracondensadores, Sistemas de motores eléctricos; Energías eléctricas, generación de; Energías eléctricas, protección, control y supervisión del sistema; Energías eléctricas, fiabilidad del sistema; Sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica; Aislamiento; Transformadores.

BIBLIOGRAFÍA

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