manual (prlncipales equipos de potencia)

ELABORADO POR : ING. RAFAEL ESTRADA

DIRECCION DE OPERACIONESGERENCIA DE TRANSMISION

COORDINACION DE TRANSMISIONBARINAS

1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA

1.1. ¿Que es un Transformador de Potencia?

Es un aparato estático, el cual mediante inducción electromagnética transfiere la Energía Eléctrica de un punto del Sistema conectado a la fuente de energía, a otro conectado a la carga, variando generalmente, parámetros de entrada (voltaje y corriente) para adaptarlos al centro de consumo. Son los Equipos más importantes y de mayor costo. Reducen el Voltaje a niveles de Distribución y están diseñados con una relación y capacidad definida. Poseen un Sistema de Regulación de Voltaje el cual puede ser operado con o sin carga. Utilizan aceite dieléctrico como medio de Aislamiento y de Refrigeración, y un Sistema de Conservador para absorber los cambios de Temperatura.

1.2. ¿Cual es su función?

Suministrar la Energía Eléctrica a voltajes favorables, considerando que se le desee Transmitir, Distribuir o poner al Servicio de un Consumidor.

1.3. ¿Cuales son sus componentes básicos?

a) Núcleo: Es la estructura de hierro laminado sobre la cual están montados los devanados primario y secundario. Su función es permitir el paso del flujo magnético (creado por el primario) para concatenar el secundario. Su construcción exige un material que sea buen conductor de dicho flujo (minimizar corriente de excitación o vació).



G

115 KV 115 /13.8KV

CARGA

13.8 KV

FUENTE DE ENERGIA

CENTRO DE CONSUMO

I

b) Bobinas: Arrollado de un determinado numero de espiras hechas con cobre o aluminio. Generalmente existe un primario que recibe la energía a un determinado potencial y un secundario que la entrega a otro potencial. En toda bobina el aislamiento sólido es critico y se distinguen dos tipos:

Aislamiento Principal, que consiste en papel, barniz, etc. y que separa una espira eléctricamente de la otra adyacente.

Aislamiento Secundario, generalmente de papel, cartón, fibra de vidrio, madera y que separa toda la bobina del núcleo, de la cuba, de bobinas de otra fase y la de alta tensión de la da baja tensión.

Generalmente en Transformadores con años de operación las bobinas son mas propensas a fallar en los aislamientos secundarios básicamente por envejecimiento de la celulosa, oxidación del aceite, etc. Por eso es que se dice: “ La vida útil de las bobinas es la vida útil del Transformador ”.

c) Sistema de Regulación (Conmutador): Es un dispositivo que permite acomodar al primario para las variaciones de voltaje de la Red de suministro a fin de mantener constante la salida. Existen dos tipos Básicos: Bajo Carga, que permite conmutar con el Transformador energizado y el Sin Carga con el cual la conmutación solo se hace con el Transformador desenergizado. Este último modelo es el más utilizado y las fallas mas comunes se presentan por falso contacto entre los polos fijos y móviles. De dichas fallas en principio pueden ser detectadas por cromatografía de gases o por medición de resistencia Ohmica de devanado.

d) Aislamiento Sólido: desde el punto de vista operativo se le llama aislamiento

sólido todo aquello que no es el aceite o el aire y comprende derivados de papel llamados Celulosa.

e) Aislamiento Liquido: El Aceite Mineral, patentado en 1887 y se uso por primera vez en 1892 como aislante de un Transformador por la General Electric. Sus funciones básicas: Proveer rigidez dieléctrica, Refrigerador / Transferidor de calor, Preservar núcleo y partes metálicas y minimizar contenido de oxigeno en la celulosa (evita formación de sedimentación).

f) Tanque Principal y Cubierta Superior: Forman el elemento de encubamiento de la parte activa del Transformado. Existen dos tipos de Cuba: Tipo sellado (con tapa soldada o atornillada) y Tipo abierto ( con tanque conservador ).



g) Conexiones Externas: Las conexiones de los terminales de Línea y Neutro de los arrollados se realizan por medio de aisladores pasantes (Bushings), los cuales pueden ser del tipo condensador.

h) Sistema de Enfriamiento: Transfiere el calor desde las partes activas del Transformador al medio ambiente, y pueden ser: Naturales ( radiadores ), Aire Forzado ( ventiladores ) y combinación de los dos. La Ventilación Forzada es un arreglo de ventiladores, bombas de circulación de aceite o intercambiadores de calor cuya finalidad es ayudar a la disipación del calor generado permitiendo sobrecargar al transformador por encima de su capacidad nominal, esto se acciona por señales enviadas por el termómetro con contacto.

i) Sistema de Expansión (Tanque Conservador): Compensar las variaciones de nivel de aceite en el Transformador por cambios de Temperatura. Cuando el aceite del Transformador se Calienta, se dilata ósea, aumenta de volumen, si no hubiera un espacio suficiente para este aumento, se producirán presiones internas que dañarían al aparato. Hoy en día su uso se limita en unidades de 5 MVA en adelante. Permite grandes dilataciones volumétricas del aceite a la vez que hace posible la instalación de relés Buchholz. El tanque conservador requiere de un respiradero vía sílica gel, cuyo color azulado indica que esta en buenas condiciones; si se torna rosado es señal que esta vencido.

j) Accesorios: Entre los principales se tiene:



TANQUE DE EXPANSION

DEPOSITO DE SILICA GEL

j.1) Termómetro de Aceite: Indica la temperatura a la cual opera el transformador. Si a la lectura se le resta la temperatura ambiental se obtiene la Elevación o Rise el cual no debe superar el valor dado por el fabricante. Se disponen de modelos con contactos auxiliares los cuales sirven para dar señal de alarma y disparo o encender en forma automática la ventilación forzada.Esta lectura no es la temperatura de los devanados (llamada hot-spot) sino del aceite que los rodea. Para obtener la temperatura hot-spot se debe disponer del termómetro de imagen térmica.

j.2) Termómetro de Imagen Térmica: Es un termómetro normal (C) que detecta la temperatura del aceite mas la elevación de temperatura de los devanados. Como la corriente de carga del transformador produce por efecto joule un calentamiento proporcional al cuadrado de dicha corriente, lo que se hace es que mediante un T.C (A) se detecta la corriente de carga con la cual se alimenta un elemento calefactor (E) vía divisor de tensión (B). Este calefactor esta en contacto con el termómetro de manera que con una adecuada calibración se tiene la lectura termométrica de los devanados compensada.



TERMOPOSO

TERMOMETRO

EA

C

B

j.3) Medidor de Nivel: Indica el nivel de líquido dieléctrico alcanzado a la temperatura de operación que existe en el momento. Hay que considerar las dilataciones volumétricas por temperatura que experimenta el aceite a la hora de chequear el nivel y nunca sobrepasarla. Para unidades mayores a 1000 KVA se recomienda usar el modelo con contactos auxiliares para telemetría.

j.4) Válvula de alivio: Dispositivo que actúa como válvula “check” para permitir la salida de gases pero no la entrada. Usado en tanques sellados a fin de evitar la deformación mecánica de la cuba por sobrepresiones internas.Consta de un disco que tapa un orificio practicado en la tapa de la cuba, un resorte calibrado que mantiene el disco hacia abajo y contactos auxiliares que señalizan si el disco se llega a abrir el orificio.

j.5) Rele de Sobrepresion (Cualitrol): Es un dispositivo que detecta la rapidez con la que aumenta la presión interna del tanque haciendo actuar un sistema de contactos de alarma y disparo. Es interesante notar que este relé no actúa por la magnitud de la presión sino más bien por la velocidad con la que aumenta,



SEÑAL

INDICADOR DE NIVEL

recuérdese que mientras más severa es la falla mas rápidamente se generan gases por lo tanto su utilidad radica en que es capaz de señalizar la ocurrencia de fallas internas tales como cortocircuitos severos donde la generación de gases es súbita, no así puntos calientes o fallas de baja energía (descargas parciales o corona).

j.6) Llaves de Paso y Válvulas Toma-Muestra: Es conveniente dejar al menos una llave de paso para drenaje en la parte inferior de la cuba y otra superior para recirculación de aceite por medio de equipos auxiliares.

En unidades trifásicas más que todo se acostumbra instalar una válvula toma muestra inferior y en unidades de 10 MVA en adelante otra superior, de esta forma el muestreo del aceite es más representativo.

j.7) Deshidratantes (Sílica-Gel): Cuando el transformador se enfría, el aceite disminuye de volumen, luego el espacio desocupado por el aceite es ocupado por aire, si este fuera húmedo cada día entrara agua al transformador, para evitarlo se instala en el “respiradero” del transformador un material deshidratante que absorbe toda la humedad que pueda entrar. Seco = Azul; Húmedo = Rosado.



CUALITROL

COLOR AZUL

BUENA

MALA

j.8) Rele Buchholz: Es una protección interna, ubicado entre tapa y conservador ó tanque de expansión.

Función: Si dentro del transformador se producen burbujas de gas debido a un corto-circuito entre espiras o cualquier otra causa, estas burbujas tienden a ir al tanque de expansión, pero estando el rele ubicado en la vía, las burbujas se introducen en él y producen una presión que al cerrar dos contactos suena una alarma o directamente dispara los disyuntores de A.T y B.T.

j.9) Rele Jansen: Aparato de protección para dispositivos de conmutación. Instalado entre la cabeza del conmutador y el tanque de expansión.

Función: Al producirse un corto-circuito en el interior del conmutador, se origina un flujo de aceite y gases en la dirección del conservador, que pasa por la tubería donde esta instalado el Jansen, la violencia del flujo produce el cierre de un contacto que ordena la apertura de los disyuntores de A.T y B.T.





SISTEMA DE EXPANSION

TANQUE PRINCIPAL Y

CUBIERTA SUPERIOR

SISTEMA DE REGULACION

BUSHING DE ALTA

BUSHING DE BAJA

2. DISYUNTOR

2.1. ¿Qué es un Disyuntor?

Es un equipo que se utiliza para conectar o desconectar un circuito, así como también para interrumpir la corriente de cortocircuito en el caso de fallas en la línea, transformador de potencia o barras principales.

Los Disyuntores poseen una cámara de extinción del arco eléctrico, la cual utiliza como medio aire, aceite dieléctrico, vacío o gas SF6. El sistema de accionamiento para la operación puede ser mediante aire comprimido, resorte o presión de aceite con acumulador de Nitrógeno. La operación de abrir o cerrar puede realizarse en forma local o remota.

2.2. Componentes del Disyuntor

2.2.1. Cámara de Extinción

Es la parte del Disyuntor en la cual se realiza la operación de cierre o apertura del mismo y esta formada por:



SISTEMA DE ENFRIAMIENTO

PARTE ACTIVA GABINETE

Elementos de ruptura, constituido por una cámara en donde se produce el debilitamiento del arco eléctrico.

Contactos fijos y móviles, los cuales forman los elementos de conexión o desconexión eléctrica del circuito de potencia.

El medio de extinción, el cual tiene como función: Contribuir a la extinción del arco eléctrico. Servir como medio de enfriamiento de la cámara, durante

el proceso de formación del arco eléctrico.

2.2.2. Mecanismo de Accionamiento

El Mecanismo de Accionamiento de un Disyuntor es el sistema por medio del cual se suministra y/o se libera la energía necesaria para realizar las operaciones de apertura o cierre del mismo.

Existen tres (3) tipos de Mecanismos de Accionamiento:

Hidráulico

Este sistema se emplea como fuente de energía para la realización de la maniobra, el aceite hidráulico sometido a presión con auxilio de una motobomba y un recipiente con una presión inicial de nitrógeno. Su principio básico radica en la propiedad del pistón diferencial.

Resorte

En este sistema se aplica, sobre el mecanismo de cierre, una energía previamente acumulada por la acción de un resorte que ha sido armado con anterioridad manualmente o por medio de un motor eléctrico.

Neumático

Este sistema emplea el aire comprimido como fuente de energía para la realización de la maniobra del Disyuntor. En algunos casos se emplea el mismo principio del pistón diferencial utilizado en el mando hidráulico y, en otros casos, mediante una válvula de mando. En ambos casos se utiliza un juego de electroválvulas para las operaciones de cierre y apertura. Asimismo, la fuente de aire



comprimido puede provenir de un compresor incorporado al mando del disyuntor o de una fuente central de aire comprimido.

2.2.3. Columna

En los Disyuntores de Alta Tensión, constituye el elemento intermedio entre el mecanismo de accionamiento y la cámara de extinción. Normalmente sirve de elemento soporte a esta cámara y como elemento de aislamiento a tierra de las partes energizadas del disyuntor. Contiene en su interior el medio aislante (aceite, SF6, aire comprimido) y el elemento de maniobra del contacto móvil (varilla de accionamiento).

2.3. Clasificación de los Disyuntores

Según el Medio de Extinción existen seis (6) tipos:

Aceite Pequeño Volumen Gran Volumen

Hexafloruro de Azufre (SF6). Aire Comprimido. Vacío. Soplado Magnético.

2.3.1. Aceite

Pequeño Volumen de Aceite: En estos Disyuntores el volumen de aceite se limita al necesario para llenar la Cámara de Extinción, y la exigencia para el corte de corriente se cumple por medio de la combinación de flujos de aceite dependiente o independiente de la intensidad de la corriente.

Gran Volumen de Aceite: Son aquellos que utilizan principalmente el aceite en grandes cantidades, como medio aislante, refrigeración y extinción del arco.

2.3.2. Hexafloruro de Azufre

En este Disyuntor se emplea el gas SF6 a presión como medio de aislamiento y de extinción.



2.3.3. Aire Comprimido

Estos emplean el aire a presión como medio de soplado al centro del arco para extinguirlo mediante el auxilio de toberas.

2.3.4. VacíoEs aquel en el cual se emplea una cámara de extinción al vacío (10-4 a 10-7

mm. Hg.) Para la extinción del arco.

2.3.5. Soplado Magnético

El principio de interrupción de estos Disyuntores, se basa en el principio de alargamiento y debilitamiento del arco eléctrico por efecto del campo magnético, generado por una bobina de pocas espiras y núcleo de hierro, por lo cual circula la corriente del Disyuntor en estado cerrado y durante la formación del arco. Adicionalmente, existen mecanismos de fuelle que soplan aire hacia la cámara de extinción para contribuir al alargamiento del arco. Es el único sistema cuya cámara de extinción es abierta.

DISYUNTOR DE 115 KV, MARCA AEG, TIPO SI-145



CARACTERISTICA:

MECANISMO DE ACCIONAMIENTO: NEUMATICO (AIRE COMPRIMIDO A UNA PRESION DE 9.8 bar)

MEDIO DE AISLAMIENTO: GAS SF6 (A UNA PRESION 6.8 bar)

MEDIO DE EXTINCION: GAS SF6 (A UNA PRESION 6.8 bar)



COLUMNA

MECANISMO DE MANDO

CAMARA DE EXTINCION

MOTOR COMPRESO

GABINETE DE MANDO

TANQUE DE AIRE COMPRIMIDO

INDICADORES DE APERTURA -CIERRE

UNIDAD MANOMETRO DENSIMETRO

VIGILA PRESION DE GAS SF6

DISYUNTOR DE 13.8 KV, MARCA TABLECEL, TIPO OX-15.



CONFIGURACION INTERNA DEL POLO

CAMARA DE EXTINCION AL VACIO (OPERACIÓN DE CIERRE Y

APERTURA)

TABLERO DE MANDO, SEÑALIZACION, MEDICION Y

CONTROL

CARACTERISTICA:MECANISMO DE ACCIONAMIENTO: MECANICO (ACCIONADO POR RESORTE A TRAVES DE UN MOTOR)

MEDIO DE AISLAMIENTO: GAS SF6 A UNA PREION DE 1 bar.

MEDIO DE EXTINCION: VACIO

3. SECCIONADOR

3.1. ¿Qué es un Seccionador?

Es un equipo de maniobra diseñado sólo para abrir o cerrar un circuito eléctrico en condiciones energizadas o no, pero sin circulación de corriente de carga o cortocircuito. Se utilizan principalmente para dejar el tramo con los equipos asociados completamente aislados o desenergizados, a objeto de realizar pruebas o mantenimientos en dichos equipos, o cuando el tramo va a permanecer desenergizado un periodo de tiempo determinado. Los Seccionadores vienen dispuestos para las operaciones de cierre o apertura con mando manual o mando eléctrico; en este último caso puede operarse localmente a distancia. En el caso de tramo de Transformador sin Disyuntor los Seccionadores son del tipo Rompe – arcos, el cual puede interrumpir la corriente magnetizante del Transformador.

3.2. Componentes del Seccionador

Columna de Aislamiento Cuchilla Base Terminales Mecanismo de Accionamiento

3.2.1. Columna de Aislamiento

Forma el aislamiento a tierra respecto a puntos energizados del Seccionador.

3.2.2. Cuchilla

Parte móvil de contacto que embraga con otra, ya sea móvil o fija.

3.2.3. BaseEs el soporte metálico donde se fija el Seccionador.

3.2.4. TerminalesSon las piezas conductoras, generalmente planas, a las cuales se fijan los

conectores de los conductores de entrada y salida del Seccionador.

3.2.5. Mecanismo de Accionamiento

Es el elemento necesario para realizar las maniobras del Seccionador.



3.3. Clasificación de los Seccionadores según las Condiciones de Operación

De línea y Barra Rompearcos De puesta a Tierra Cuchillas de Alta Velocidad

3.3.1. De línea y BarraSe emplea para aislar un tramo y/o transferir un circuito.

3.3.2. RompearcosEstá equipado con cuernos Rompearcos y es utilizado para energizar y

desenergizar transformadores en vacío.

3.3.3. De puesta a TierraTal como su nombre lo indica, se utiliza para la puesta a tierra de líneas o

equipos, cuando en éstos se realiza una labor de inspección, mantenimiento o reparación.

3.3.4. Cuchillas de Alta VelocidadSon aquellas de mando eléctrico automático, cuya función es la de provocar

una falla franca a tierra por actuación de las protecciones del transformador al cual se encuentra asociado.

3.4. Tipo de Mando de los Seccionadores

Por Pértiga Manual

Directo A distancia

Eléctrico Neumático

3.4.1. Por PértigaEs aquel, en el cual la maniobra se realiza por medio de una pértiga aislada

que se engancha a una pieza del Seccionador.



3.4.2. ManualEs aquel, en el cual la maniobra se efectúa accionando manualmente una

transmisión mecánica. Puede ser:

Directo: Cuando el conjunto mecánico está montado sobre la estructura del mismo Seccionador.

A distancia: Cuando el conjunto mecánico no está colocado en la estructura del Seccionador y se opera por medio de un mecanismo de transmisión.

3.4.3. EléctricoEs aquel, en el cual el mando es accionado por medio de un motor eléctrico.

Esta acción se puede realizar en forma local o remota.

3.4.4. NeumáticoEs aquel, en el cual el mando es accionado por medio de aire comprimido.

La maniobra se efectúa directamente o por medio de elementos eléctricos electroválvulas).



CUCHILLA

TERMINAL

COLUMNA DE AISLAMIENTO

MECANISMO DE ACCIONAMIENTO

ESTRUCTURA SOPORTE

SECCIONADOR DE 115 KV

SECCIONADOR MONOPOLAR 13.8 KV ACCIONADO POR PERTIGA



PERTIGA AISLADA

SECCIONADOR TRIPOLAR CON MANDO

MANUAL DIRECTO

4. TRANSFORMADORES DE MEDIDA

4.1. ¿Qué es un Transformador de Medida?

Es un equipo, cuya función es reducir a valores no peligrosos y normalizados, las corrientes y tensiones de una red eléctrica a objeto de alimentar instrumentos de medición, protección y otros aparatos análogos.

4.2. Tipos de Transformadores de Medida existentes

Transformador de Corriente Transformador de Potencial

4.2.1. Transformador de Corriente

Es aquel en el cual la intensidad secundaria es, en condiciones normales de uso proporcional a la intensidad primaria y desfasada con relación a la misma, un ángulo próximo a “cero”, para una conexión adecuada.

El Primario de un Transformador de Corriente consta de una o varias espiras, que se conectan en serie con el circuito cuya intensidad se desea medir.

El Secundario alimenta a los circuitos de intensidad de uno o varios instrumentos de medición, protección y otros aparatos análogos.

El Arrollado Primario puede tener una, dos o tres intensidades nominales primarias. Puede tener uno o varios Arrollados Secundarios bobinados cada uno sobre su circuito magnético.

El Núcleo del Transformador de Corriente, normalmente, es de forma toroidal con el arrollado secundario uniformemente repartido para reducir al mínimo el flujo de dispersión.



Los Transformadores de Corriente reducen las magnitudes de intensidad de

corriente de la Línea en Alta Tensión a magnitudes de Corriente reducidas, las cuales pueden ser manejadas por los equipos de protección y medición del tramo; adicionalmente realiza una separación galvanica entre los Equipos de Control con la Línea de Alta Tensión. Existen Transformadores de Corriente a nivel de Alta Tensión de dos Tipos: Tipo Núcleo en la Base y Tipo Núcleo en el Cabezote.

TIPO NUCLEO EN LA BASE



DIAFRAGMA

BORNES DE CONEXIÓN

(AT)

TAPON DE LLENADO

DEVANADOPRIMARIO

NUCLEOS

DEVANADOSECUNDARIO

BORNES DE CONEXIÓN

(BT)

ACEITE

TOMA DE MUESTRA

TIPO NUCLEO EN EL CABEZOTE

4.2.2. Transformador de Potencial



BORNES DE CONEXIÓN BAJA TENSION

Es aquel en el cual la tensión secundaria es, en condiciones normales de uso, proporcional a la Tensión Primaria y desfasada con relación a la misma; un ángulo próximo a “cero” para una conexión adecuada.

El Primario de un Transformador de Potencial se conecta a los bornes, entre los cuales se desea medir la tensión.

El Secundario se conecta a los circuitos de tensión de uno o varios instrumentos de medición, protección y otros aparatos análogos. Los Transformadores de Tensión o Potencial reducen las magnitudes de Voltaje de Línea en alta Pensión a magnitudes de Voltaje reducidos, los cuales pueden ser manejadas por los equipos de protección y medición del tramo.

Por razones constructivas y de aislamiento, los Transformadores de Potencial se fabrican con núcleo rectangular y los secundarios (si hay más de uno) se bobinan sobre el mismo núcleo. Los Transformadores de Potencial se utilizan para medir tensiones:

Entre Fases Entre Fase y Tierra

A partir de los 72.5 KV, todos son del tipo Fase-Tierra.Según los niveles de tensión, el aislamiento puede ser:

Tensión hasta 52 KV: Generalmente es aislamiento tipo seco moldeado en Resina Epoxy tratada y colada bajo vacío.



UBICADOS EN LAS CELDAS DE 13.8 KV Tensión Superior a 52 KV: El transformador es del tipo tanque con

aislamiento externo constituido por porcelana, y aislamiento interno formado por un bajo contenido de aceite y papel impregnado de aceite.

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL 115 KV

5. DEFINICIONES BASICAS

5.1 SERVICIOS AUXILIARES: Son todos aquellos equipos que permiten suministrar la energía necesaria para el control, mando, señalización, protección, registros, mediciones, etc., de los Equipos de Potencia, tanto en



BORNE DE CONEXIÓN A. T

BORNE DE CONEXIÓN B. T

AISLAMIENTO EXTERNO

( PORCELANA)

CUBA DEL ACEITE

condiciones normales de funcionamiento de la fuente de Energía principal, como en condiciones de emergencia por desconexión o falla de la misma.

5.2 CORRIENTE ALTERNA: Es aquella que cambia de sentido en el tiempo y que toma valores según la funciones matemática seno, repitiéndose de forma periódica.

5.3 CORRIENTE CONTINUA: La Corriente Continua es el resultado del flujo de electrones por un conductor, que va del terminal negativo al terminal positivo de la batería, pasando por una carga.

5.4 TRANSFORMADORES DE SERVICIOS AUXILIARES: Son Transformadores de Potencia de baja capacidad (KVA). Un Transformador de Potencia es un aparato estático, el cual mediante inducción electromagnética transfiere la energía eléctrica de un punto del sistema conectado a la fuente de energía, a otro conectado a la carga, variando generalmente parámetros de entrada (voltaje y corriente) para adaptarlos al centro de consumo (carga).

5.5 PLANTA DE EMERGENCIA: Se utiliza en una subestación para suplir la falta de energía en los servicios auxiliares de corriente alterna y además alimentar los sistemas de comunicaciones. La capacidad de estos equipos varía según la necesidad del sistema de los servicios auxiliares.

5.6 BATERIAS: Son las fuentes de acumulación de energía eléctrica, que tienen por finalidad cubrir las cargas más importantes de los servicios de corriente continua cuando falta totalmente la alimentación en barra de los servicios de corriente alterna y, en todas circunstancia, las solicitudes de energía para el accionamiento de los sistemas de protecciones y mandos en los equipos de maniobra.

5.7 RECTIFICADORES: Son los equipos que permiten convertir la corriente alterna en continua.

En general los servicios auxiliares de Corriente Alterna y Continua deben cumplir con tres (3) condiciones básicas:

Confiabilidad: Los sistemas de servicios auxiliares deben ser altamente confiables para permitir la operación adecuada de todos los equipos de la subestación y minimizar las posibles fallas de la misma,



debido al mal funcionamiento de los equipos por falta de alimentación auxiliar.

Seguridad: El sistema deberá ser seguro, de tal forma, que independientemente del tipo de falla, éste pueda en cualquier momento alimentar los equipos necesarios para restablecer las condiciones de servicio.

Flexibilidad: El sistema debe ser flexible, para permitir hacer reparaciones y mantenimiento en forma fácil, sin interrumpir la alimentación auxiliar.

5.8. Equipos que conforman los Servicios Auxiliares

La configuración y los equipos que conforman los servicios auxiliares en las subestaciones dependen intrínsicamente de los esquemas normalizados de subestación que posee CADAFE.

Subestaciones de tipo radial: Radial II, Radial I. Subestaciones de tipo nodal: Nodal III, Nodal II, Nodal I, Nodal

400T.

Pero básicamente los servicios auxiliares están conformados por:

Corriente Alternaa) Transformadores de Servicios Auxiliares.

b) Planta de Emergencia.

Corriente Continuaa) Rectificadores.

b) Baterías.

5.8.1 Servicios Auxiliares de Corriente Alterna



a) Sistemas normales de Corriente Alterna: Las fuentes normales que suplen la potencia para los servicios auxiliares de corriente alterna pueden escogerse de las siguientes alternativas:

1) El terciario de los autotransformadores.2) Transformadores de servicios auxiliares.3) Sistema de distribución adyacente a la subestación.

b) Sistema de emergencia de Corriente Alterna: Las fuentes de potencia de emergencia pueden ser:

1) Grupo electrógeno (Planta de emergencia).2) Un alimentador de una subestación adyacente.3) Una línea local de distribución.4) Alguna combinación de las anteriores.

c) Tipos de cargas que alimentan los Servicios Auxiliares: Las cargas en las subestaciones alimentadas por los servicios auxiliares de corriente alterna pueden dividirse en tres categorías:

Carga Normal: Es la carga conectada a los servicios de corriente alterna de la subestación que funciona en condiciones normales.

Carga Esencial: Es la mínima carga de la subestación que se necesita para que ésta funcione.

Carga de Emergencia: Es la carga a la cual hay que suplir la mínima potencia auxiliar para que la subestación entre en servicio, después de haber salido totalmente del sistema.

d) Esquemas normalizados de Servicios Auxiliares de Corriente Alterna de CADAFE

Subestación Radial II: Son de 208-120 V, suministrados a través de tres (3) transformadores monofásicos de 5 KVA cada uno.

Subestación Radial I: Son de 208-120 V, suministrados a través de dos (2) transformadores de 30 KVA cada uno.

Subestación Nodal III: Son de 208-120 V, suministrados a través de dos (2) transformadores de 75 KVA cada uno.



Subestación Nodal II (115 TD): Son de 208-120 V, suministrados a través de dos (2) transformadores de 150 KVA cada uno.

Subestación Nodal I (230 T): Son de 440 V y 208-120 V. Las alternativas de alimentación son las siguientes:

Terciario de autotransformador. Si no existe barra de 34.5 y 13.8 KV, se utilizará

una fuente externa (línea de 34.5 ó 13.8 KV). Una planta de emergencia de 350 KVA.

La barra de 440 V permitirá conectar circuitos de fuerza y, al mismo tiempo, alimentar dos (2) transformadores de 440/208-120 V, 150 KVA cada uno, para servicios internos y alumbrado.

Subestación Nodal 440T: Comprende:

Dos transformadores de 34.5 KV/480 V, con capacidad de 1000 KVA cada uno.

Dos transformadores de 480/208-120 V, con capacidad de 150 KVA cada uno.

Una planta de emergencia con capacidad para 500 KVA.

5.8.2. Servicios Auxiliares de Corriente Continua

5.8.1 Baterías: Existen dos tipos:

a) Acumuladores de Plomo Ácido: Sus elementos constitutivos son pilas individuales formadas por un ánodo de plomo, un cátodo de óxido de plomo y ácido sulfúrico como medio electrolítico.

b)Acumuladores de Níquel Cadmio: Están basadas en un sistema formado por Hidróxido de Potasio y Cadmio metálico. Poseen ciclos de vida múltiples, presentando la desventaja de su relativamente baja tensión. Pueden ser recargadas hasta 1000 veces y alcanzan a durar decenas de años. No contienen Mercurio, pero el Cadmio es un metal con características tóxicas.



En términos generales, los primeros representan una inversión inicial menor en comparación a los segundos. Así mismo, los segundos presentan, a igualdad de condiciones, una mayor expectativa de vida que los primeros, pudiendo ser empleados en aplicaciones muy rigurosas sin que esto afecte extraordinariamente su rendimiento.

En el caso específico de CADAFE, los esquemas normalizados de servicios auxiliares especifican que se debe utilizar acumuladores de Níquel Cadmio para subestaciones de tipo radial y acumuladores de plomo ácido para subestaciones de tipo nodal.

5.8.2 Rectificadores: En nuestras Subestaciones, los Rectificadores permiten que los Bancos de Baterías operen bajo las condiciones siguientes:

a) Régimen de Flotación: Esta es la condición normal de operación de un banco de Baterías. En esta condición por el Banco de Baterías circula una pequeña corriente de carga que permite compensar las pequeñas variaciones de la corriente de descarga originadas por el envejecimiento, la temperatura, la carga, etc. Esta condición permite utilizar el Banco de Baterías a su plena capacidad cuando sea necesario.

b) Régimen de Igualación: Cuando en una Subestación, por cualquier contingencia ocurrida no se dispone de la alimentación de Corriente Alterna, el Banco de Baterías debe proporcionar la alimentación de Corriente Continua requerida para el mando, protección y alumbrado de emergencia. Una vez normalizada la alimentación de corriente alterna, el Banco de Baterías debe ser sometido a un régimen de IGUALACION o CARGA RAPIDA por un tiempo proporcional al de la ausencia de la alimentación de corriente alterna. Esta condición operativa permite que el Banco de Baterías pueda recuperar su plena capacidad, después del trabajo realizado. Los fabricantes de Baterías también recomiendan la aplicación de un régimen de Igualación en los casos siguientes:

Si la gravedad especifica de cualquier celda ha disminuido mas de diez ( 10 ) puntos de su valor a plena carga.



Si el voltaje de cada celda ha disminuido mas de 0.05 voltios del promedio del banco cuando esta en flotación.

Independientemente de lo antes mencionado, una vez cada seis (06) meses.

6. SISTEMA DE COMPENSACION:

6.1 ¿QUE ES EL SISTEMA DE COMPENSACION?

Este sistema esta formado básicamente por Condensadores Estáticos en Derivación en Serie, y por Reactancias, a objeto de controlar la Tensión en un circuito o en una barra mediante la inyección de potencia reactiva.

6.2 ¿QUE ES UN CONDENSADOR?

Es un equipo capaz de almacenar energía eléctrica y se emplea en circuitos con factor de potencia en atraso.

6.3 ELEMENTO CAPACITIVO:

Es una parte indivisible del Condensador, formada en electrodos separados por un dieléctrico.

6.4 UNIDAD CAPACITIVA :

Esta formada por uno o varios elementos capacitivos, colocados dentro de una caja común con terminales accesibles.

6.5 BANCO DE CONDENSADORES: Es grupo de unidades capacitivas conectadas eléctricamente entre si.

6.6 FACTOR DE POTENCIA:

Todo usuario de Energía Eléctrica tiene una cierta Tensión de alimentación V (Volts) que aplicada a los motores y/o artefactos de iluminación y/o calefactores, etc., dará lugar a una cierta corriente I ( Amp ). Ambas magnitudes pueden ser representadas mediante vectores o, mas propiamente



“favores” que tendrán entre si un cierto Angulo o desfasaje, que dependerá del tipo de carga considerada.Las distintas clases de potencia que un circuito eléctrico puede intercambiar con la Red que alimenta son:

6.6.1 POTENCIA ACTIVA: Es la que efectivamente se aprovecha como potencia útil en el eje de un motor, la que se transforma en calor en la resistencia de un calefactor, etc.

P = V x I x COS U

6.6.2 POTENCIA REACTIVA: Es la que los campos magnéticos de los motores, de los reactores o balastos de iluminación etc.,intercambian con la Red sin significar un consumo de Potencia Activa en forma directa.

Q = V x I x SEN U

6.6.3 POTENCIA APARENTE: Es la que resulta de considerar la Tensión aplicada al consumo y la corriente que este demanda, esta Potencia es lo que limita la utilización de Transformadores, Líneas de alimentación y demás elementos componentes de los circuitos eléctricos.

S = V x I

Efectuadas estas definiciones y teniendo en cuenta que tanto en las instalaciones industriales como comerciales y residenciales, el tipo de consumo es preponderantemente inductivo puede decirse que el diagrama fasorial de un consumo tipo, teniendo en cuenta las Potencias será:

I x COS U



VPU

QS

I x SEN U

En la que se puede apreciar claramente que, para una misma Potencia Activa P, que efectivamente utilicemos, tendremos que la corriente I y la potencia aparente S son mínimas cuando el Angulo U = 0 ó dicho de otra forma, cuando Cos U = 1.Al Cos U se lo identifica como “FACTOR DE POTENCIA” siendo sus limites de variación entre 1 y 0, y su compensación o aproximación a uno mediante el uso de Capacitares en Instalaciones Industriales.

6.7. COMPENSACION DEL FACTOR DE POTENCIA De acuerdo a lo explicado podemos decir, despreciando las perdidas por

calentamiento y las perdidas en las líneas y demás elementos de Distribución, que la Potencia Aparente que recibe un Consumidor se descompone en Activa y Reactiva pudiendo hacerse el siguiente esquema:

La Potencia Activa debe ser inevitablemente suministrada por la Red pero no sucede lo mismo con la reactiva que, salvo los casos especiales en que se disponga de maquinas sincrónicas, puede ser compensada con la conexión de Capacitores quedando el esquema :



RED

CARGA

Potencia Activa

Potencia Reactiva

RED

CARGA

Potencia Activa

Potencia Reactiva Total

CAPACITOR

Potencia Reactiva suministrada por la Red

Potencia Reactiva suministrada por el Capacitor

24. SUBESTACIONES NORMALIZADAS DE CADAFE

La normalización de Subestaciones persigue, como objetivo primordial, cubrir las Necesidades de las unidades de la Empresa que tiene relación con este tipo de instalaciones de alta tensión, tanto en el aspecto de desarrollo como explotación. Al disponer de Diseños Tipos es posible:

Agilizar Programas de Construcción. Tener uniformidad de criterios de diseño, lo cual trae como consecuencia inmediata

la unificación de criterios de Operación y Mantenimiento, con lo cual se logra economía y, lo que es aun mas importante, seguridad en la explotación de las instalaciones.

Facilitar las ampliaciones futuras de las instalaciones, ya que los Diseños Tipos contemplan las previsiones necesarias para el crecimiento futuro.

24.1 ¿ COMO SE CLASIFICAN LAS SUBESTACIONES NORMALIZADAS ?.

24.1.1 SUBESTACION RADIAL



Subestaciones Tipo Radial

Radial I. Radial II.

Subestaciones Tipo Nodal

Nodal III. Nodal II ( 115 TD). Nodal I ( 230 T ). Nodal (400 T )

24.1.2 SUBESTACION NODAL

25. LECTURA DE DIAGRAMAS UNIFILARES

SIMBOLOS S I G N I F I C A D O

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

TRANSFORMADOR DE TENSION CON FUSIBLE



Es una Subestación con una sola llegada de Línea 115 o 34.5 KV con Transformadores Reductores a las tensiones 34.5, 13.8 y, eventualmente, a 24 KV. En estas Subestaciones el flujo de Energía es en un solo sentido.

Es aquella Subestación que, interconectada con otra, conforma un anillo en el Sistema de Transmisión y, en la cual, el flujo de energía puede ser en uno o en otro sentido, dependiendo de las condiciones del Sistema.

TRANSFORMADOR DE TENSION CAPACITIVO

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE CON 1 NUCLEO



TRAMPA DE ALTA FRECUENCIA ( T. O )

SECCIONADOR

DISYUNTOR

DISYUNTOR EXTRAIBLE

PARARRAYOS

RECONECTADOR

CONDENSADOR



R

25.1 RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA LECTURA E INTERPRETACION DE DIAGRAMAS UNIFILARES

Conocer el significado de la simbología de los equipos, utilizada en los Diagramas Unificares.

Localizar los Transformadores de Potencia y sus relaciones, para indicar los niveles de Tensión.

Identificar las Barras Principales y de Transferencia por cada nivel de Tensión. Identificar los diferentes Tramos de Alta y Baja Tensión.

26. SUBESTACION RADIAL II

Es una Subestación con Transformadores Reductores de Tensión, desde 34.5 a 13.8 KV.

26.1 ¿CUALES SON LAS ESPECIFICACIONES TECNICAS NORMALIZADAS?

26.1.1. TENSION DE 34.5 KV.

Barra de 34.5 KV con capacidad para 300 Amp. Máximo numero de llegadas de Línea 34.5 KV = 1. Máximo numero de Salidas de Líneas 34.5 KV = 1. Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 34.5 KV = 2. Mando Reconectadotes/Disyuntores = Local. Mando de Seccionadores = Manual.


Barra de 13.8 KV con capacidad para 600 Amp. Máximo numero de Salidas de Línea 13.8 KV = 10. Máximo numero de Tramos de 13.8 KV = 14. Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 13.8 KV = 2. Mando Reconectadotes/Disyuntores = Local. Mando de Seccionadores = Con pértigas. Máximo numero de Servicios Auxiliares = 2

26.2. EQUIPOS DE PROTECCION

Localizados en gabinetes tipo intemperie, individuales para cada tramo.



26.3. SERVICIOS AUXILIARES

CORRIENTE CONTINUA: Son de 110 V nominales, con Tensión mínima de 88 V, obtenida por Baterías alcalinas de Níkel-Cadmio. Poseen un gabinete para alojar el banco de Baterías y su cargador.

CORRIENTE ALTERNA: Son de 208-120 V, suministrados a través de tres (3) Transformadores Monofásicos de 5 KVA cada Uno.



26.4. DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL SUBESTACION RADIAL II.

1 5 6 10Servicios Auxiliares

BARRA 13.8 KV

R R R R

2 T.T. 2 T.T.

BARRA 34.5 KV

SALIDA LÍNEA 34.5 KV LLEGADA LÍNEA 34.5 KV 1

T.T.R

300 A

600 A

208-120 V600 A

3x5KVA



27. SUBESTACION RADIAL I.

Es una Subestación con Transformadores Reductores a las Tensiones de 34.5 , 13.8 y eventualmente a 24 KV.


27.1.1. TENSION DE 115 KV.

Barra de 115 KV con capacidad para 400 Amp. Máximo numero de llegadas de Línea 115 KV = 1. Máximo numero de Salidas de Líneas 115 KV = 1. Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 115 KV = 4. Mando Disyuntores = Local- Remoto. Mando de Seccionadores = Manual.


Barra seccionada con Equipos de Maniobra tipo intemperie capacidad para 600 Amp.

Máximo numero de Tramos de 34.5 KV = 8. Máximo numero de Salidas de Línea 34.5 KV = 6. Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 34.5 KV = 2. Mando Disyuntores = Local - Remoto. Mando de Seccionadores = Manual. Máximo numero de Servicios Auxiliares = 2


Barra Principal con capacidad de 1200 Amp en Celdas Metálicas o Intemperie. Barra de Transferencia con Capacidad de 600 Amp soportada en el Pórtico de

salidas de línea de 13.8 KV. Máximo numero de Tramos de 13.8 KV = 17. Máximo numero de Salidas de Línea 13.8 KV = 10 Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 13.8 KV = 2. Máximo numero de Acoplamiento de Barras = 1.



Tramo de Transferencia = 1. Salida de Transformador Elevador = 1. Mando Disyuntores = Local - Remoto. Mando de Seccionadores = Manual. Máximo numero de Servicios Auxiliares = 2


Localizados en gabinetes tipo intemperie, individuales para cada tramo de 115 y 34.5 KV, y en 13.8 KV localizados en Celdas Metálicas.


CORRIENTE CONTINUA: Son de 110 V nominales, con Tensión mínima de 88 V, obtenida por Baterías alcalinas de Níkel-Cadmio, ubicadas al lado de las Celdas de 13.8 KV.

CORRIENTE ALTERNA: Son de 208-120 V, suministrados a través de dos (2) Transformadores de 30 KVA cada Uno.

27.4 CASETA DE COMUNICACIONES.

En la cual hay una sala para alojar equipos de alta frecuencia y otra para baterías y deposito.



27.5. DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL SUBESTACION RADIAL I.

SALIDA LINEA 115 KV

SALIDA DE 115 KV - ALTERNATIVA

115 KV

BARRA 115 KV

400 A

LLEGADA DE LÍNEA 115 KV

SERVICIOSAUXILIARES(ALTERNATIV

A)

600 A

SERVICIOS

AUXILIARES

1200 A

BARRA 34.5 KV

SALIDAS DE LINEA DE 34.5 KV

SALIDAS DE LINEA DE 13.8 KV

BARRA DE TRANSFERENCIA 13.8 KV

24 KV ö 34.5 KV

RR

BARRA PRINCIP

AL

13.8 KV

1 6

1 10

150

KVA

30KVA

208-120 V

208-120 V



28. SUBESTACION NODAL III

Es una Subestación con Transformadores Reductores a las Tensiones de 34.5, 13.8 y, eventualmente, a 24 KV.



Barra de 115 KV con capacidad para 600 Amp. Máximo numero de Salidas de Líneas 115 KV = 2. Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 115 KV = 4. Mando Disyuntores = Local- Remoto y con posibilidad de Telemando . Mando de Seccionadores = Manual.


Barra seccionada con Equipos de Maniobra tipo intemperie capacidad para 600 Amp.

Máximo numero de Tramos de 34.5 KV = 8. Máximo numero de Salidas de Línea 34.5 KV = 6. Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 34.5 KV = 2. Mando Disyuntores = Local - Remoto. Mando de Seccionadores = Manual. Máximo numero de Servicios Auxiliares = 2


Barra Principal con capacidad de 1200 Amp en Celdas Metálicas . Barra de Transferencia con Capacidad de 600 Amp soportada en el Pórtico de

salidas de línea de 13.8 KV. Máximo numero de Tramos de 13.8 KV = 17. Máximo numero de Salidas de Línea 13.8 KV = 10 Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 13.8 KV = 2. Máximo numero de Acoplamiento de Barras = 1. Tramo de Transferencia = 1. Salida de Transformador Elevador = 1.



Mando Disyuntores = Local - Remoto. Mando de Seccionadores = Manual. Máximo numero de Servicios Auxiliares = 2


Localizados en Sala de Mando para 115 KV, gabinetes tipo intemperie individuales para cada tramo en 34.5 KV, y en 13.8 KV localizados en Celdas Metálicas.


CORRIENTE CONTINUA: Son de 110 V nominales, con Tensión mínima de 88 V, obtenida por Baterías de Plomo Ácido.


28.4 CASA DE MANDO

En la cual existe una Sala para alojar equipos de Alta Frecuencia, una Sala de Baterías, Deposito y una Sala de Mando.

28.5. DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL SUBESTACION NODAL III.



29. SUBESTACION NODAL II ( 115 TD )

BARRA 115 KV

600 A

600 A

600 A

600 A

1200 A

BARRA DE TRANSFERENCIA13.8 KV

BARRA 34.5 KV

SERVICIOS AUXILIARES(ALTERNATIV

A)

SALIDA DE LÌNEA 115 KV

SALIDA DE LÌNEA 115 KV

SALIDA DE LÌNEA

KV ô 34.5 KV

TRANSFORMADOR ELEVADOR

BARRA PRINCIPAL

SERVICIOS AUXILIARES

R R

1 6SALIDAS DE LINEAS 34.5 KV

110SALIDAS DE LINEAS 13.8

KV



Es una Subestación con Transformadores Reductores a las Tensiones de 34.5, 13.8 .



Barra Principal y de Transferencia de 115 KV con capacidad para 600 Amp. Máximo numero de Salidas de Líneas 115 KV = 5. Máximo numero de Tramos de 115 KV = 9. Máximo numero de Salidas de Transformadores a Barra de 115 KV = 3. Tramo de Transferencia 115 KV = 1. Mando Disyuntores = Local- Remoto desde la Sala de Mando . Mando de Seccionadores = Manual.


Barra Principal y de Transferencia, con capacidad para 600 Amp. Máximo numero de Tramos de 34.5 KV = 8. Máximo numero de Salidas de Línea 34.5 KV = 6. Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 34.5 KV = 2. Mando Disyuntores = Local – Remoto desde la Sala de Mando. Mando de Seccionadores = Manual. Máximo numero de Servicios Auxiliares = 2


Barra Principal con capacidad de 1200 Amp en Celdas Metálicas . Barra de Transferencia con Capacidad de 600 Amp soportada en el Pórtico de

salidas de línea de 13.8 KV. Máximo numero de Tramos de 13.8 KV = 18. Máximo numero de Salidas de Línea 13.8 KV = 12 Máximo numero de llegadas de Transformadores a Barra de 13.8 KV = 3. Máximo numero de Acoplamiento de Barras = 2. Tramo de Transferencia = 1. Disyuntor de Transferencia = 1. Mando Disyuntores = Local y Remoto desde la Sala de Mando. Mando de Seccionadores = Manual. Máximo numero de Servicios Auxiliares = 2




Localizados en Sala de Mando para 115 KV, gabinetes tipo intemperie individuales para cada tramo en 34.5 KV, y en 13.8 KV localizados en Celdas Metálicas.


CORRIENTE CONTINUA: Son de 110 V nominales, con Tensión mínima de 88 V, obtenida por Baterías de Plomo Ácido.


29.4 CASA DE MANDO

En la cual existe una Sala de Mando para alojar equipos de Alta Frecuencia, una Sala de Baterías, Sala de Servicios auxiliare y las Instalaciones Sanitarias.



29.5. DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL SUBESTACION NODAL II ( 115 TD ).

12 5

BARRA PRINCIPAL115 KV

TRAMO N° 9

TRAMO N° 7

TRAMO N° 6

BARRA DE TRANSFERENCIA 115 KV

TRAMO N° 4

TRAMO N° 3 TRAMO

N° 2TRAMO

N° 1

BARRA PRINCIPAL34.5 KV

BARRA DE TRANSFERENCIA

34.5 KV

(ALTERNATIVA)

BARRA PRINCIPAL13.8 KV

BARRA DE TRANSFERENCIA13.8 KV

1 1 4 8

600 A

600 A

600 A

600 A



30. ¿CUAL ES LA IMPORTANCIA DE UNA SUBESTACION?

La Subestación que esta bajo se responsabilidad, representa una Instalación clave en la prestación del Servicio Eléctrico y su importancia radica en lo siguiente:

Desde el punto de vista del Movimiento de Energía; es decir, de la Potencia que transporta las diferentes Líneas de Transmisión del Sistema en un lapso considerado, encontramos que cuando la Transmisión de la Energía es interrumpida por cualquier contingencia, están involucrados varios factores, entre ellos se destacan los siguientes:

Costo por dejar de Transmitir. Deterioro de la Imagen de la Empresa

¿ QUE SIGNIFICADO TIENEN LOS COSTOS POR DEJAR DE TRANSMITIR ?

Estos costos se refieren a las perdidas monetarias como consecuencia de dejar de Transmitir la Energía, debido a una falla en los Equipos, Instalaciones, Errores Humanos y otros factores.

Las Perdidas monetarias se pueden determinar a partir de los siguientes criterios:

La carga interrumpida. El tiempo o duración de la interrupción. El costo del Kilovatio-Hora.

¿ COMO INFLUYE LA INTERRUPCION DELA TRANSMISION DE ENERGIA

EN LÑA IMAGEN DE NUESTRA EMPRESA ?

CADELA como empresa de Servicio Publico persigue, como objetivo primordial, garantizar la continuidad y la calidad de la Transmisión de la Energía Eléctrica al usuario.En la medida en que la Transmisión de Energía se interrumpe, o los parámetros de la red no reúnen los niveles adecuados, la Imagen de la Empresa se ve seriamente afectada ante la opinión publica.

De esta manera los que trabajamos en la Empresa y, especialmente, quienes tenemos la tarea de mantener y operar los equipos e instalaciones de la Subestación, cumplimos



con una alta responsabilidad en la Empresa, como es garantizar la Transmisión de la Energía Eléctrica en condiciones optimas; es decir, en forma continua y confiable.



manual (prlncipales equipos de potencia)

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