Cómo ahorrar Capex en la modernización de subestaciones

En la sociedad moderna, el suministro confiable de electricidad para los consumidores en masa, a menudo, se da por hecho. La industria encargada del suministro eléctrico a los consumidores finales a menudo está bajo un seguimiento e inspección constante en todo lo referente a gastos, particularmente las empresas gubernamentales. El problema de minimizar el gasto de capital (Capex) a menudo se ve agravado por la comprensión esporádica de la distribución de electricidad por parte del cliente final. Cuando el presupuesto se somete a un escrutinio tan intenso, los proyectos de confiabilidad crítica, como la construcción de subestaciones y las actualizaciones, a menudo se posponen o retrasan simplemente por el alto costo de los interruptores para la subestación. Afortunadamente, con la evolución del interruptor de nivel de distribución, existe una alternativa de clase creciente a los equipos de maniobra de una subestación tradicional, lo que proporciona una solución óptima a este problema.

La idea de construir o modernizar una subestación conlleva una importante etiqueta de precio asociada. Los costos están ligados a la escala de equipos requeridos, así como también a la separación de los sistemas primario y secundario dentro de la subestación. El equipo primario se refiere a las celdas, reconectadores, interruptores automáticos y otros equipos de Alta Tensión, mientras que los sistemas secundarios se refieren a los dispositivos de control, protección y automatización en una subestación. Ambas clases de equipos son obligatorios y ambos requieren una inversión sustancial. Es razonable suponer que, en promedio, existe un sistema secundario correspondiente para casi todos los dispositivos principales de la subestación. Es bastante fácil notar cómo este precio puede aumentar rápidamente.

Sin embargo, hay una clase de equipo de maniobra que actualmente está en uso en todo el mundo y consolida el lado primario y secundario de las subestaciones en una única solución integrada. Estos equipos de maniobra a menudo están provistos con la capacidad de interrupción que satisface ampliamente los requerimientos reales de las líneas de distribución. La solución es: el reconectador automático (ACR).

Los ACR son actualmente utilizados en todo el mundo con la filosofía de proteger, controlar y automatizar los circuitos de distribución. De hecho, muchas veces la única diferencia entre los ACR y los interruptores automáticos de subestación es la capacidad de interrupción de fallas. Siempre y cuando las corrientes de falla de la subestación estén por debajo de 16kA con corriente de carga promedio por debajo de 800A, no habría razón alguna para que una subestación no pueda utilizar los ACR como interruptores de circuito de entrada y/o de salida, en lugar de equipos de subestación tradicionales y costosos.

Mediante el uso de ACR en subestaciones, las compañías eléctricas pueden presentar una solución integrada para satisfacer completamente los requisitos de sus subestaciones. Dado que la solución está integrada en un solo equipo, la puesta en marcha y la prueba de nuevos sistemas secundarios se simplifica considerablemente, debido a que se elige un solo proveedor para la infraestructura particular. Por otra parte, los sistemas modernos de control ACR, como el controlador RC NOJA Power, vienen completamente precargados con todos estándares de protección de subestación y capacidades avanzadas como IEC61850, desplazamiento de voltaje de neutro y ANSI25 Chequeo de Sincronismo. Las empresas eléctricas pueden ahorrar una fortuna en sistemas secundarios, porque todas las "opciones" habituales se suministran de manera estándar con los ACR modernos.

Obviamente, dado que los rangos máximos de fallas de los ACR están alrededor de 16 kA con corrientes de carga constantes hasta 800 A, existe un límite razonable hasta dónde esta económica solución puede ser implementada. Sin embargo, dentro de lo razonable, la mayoría de las subestaciones rurales se puedan operar utilizando Reconectadores que estén bajo estos límites. NOJA Power ha sido testigo de múltiples instalaciones en todo el mundo donde las compañías eléctricas han implementado ACR en sus subestaciones, incluso como interruptores de entrada y salida. Esta aplicación es común en todo el mundo. Un caso típico es, por ejemplo, cuando se tienen 38kV de entrada, que son alimentados a través de un reconectador automático OSM38 NOJA Power a un transformador de 38kV / 15kV y su salida se realiza a través de múltiples alimentadores de 15kV, cada uno protegido por un reconectador automático OSM15 NOJA Power.

Estas aplicaciones se han vuelto tan recurrentes que NOJA Power ha desarrollado un conjunto de funcionalidades estándar para subestaciones y productos diseñados para ayudar a resolver los desafíos en las subestaciones con los habituales ACR de montaje en postes. El soporte de montaje en subestación de NOJA Power, el panel HMI remoto, el quiosco de reconectador de montaje en piso y la norma IEC61850 son solo algunos de los desarrollos que se han creado para resolver los desafíos exclusivos de este entorno.

"Las subestaciones inteligentes pueden ser muy económicas de construir hoy en día, debido al reconector OSM NOJA Power el cual viene completamente integrado con protección, automatización, registro de datos y control remoto", informa el director ejecutivo del grupo NOJA Power, Neil O'Sullivan. "Las subestaciones inteligentes IEC61850 en realidad no necesitan salas de control integradas multimillonarias. Actualmente, se pueden lograr en un entorno de montaje en poste al aire libre usando reconectores como un sistema de protección completo para área física de la subestación".

No es necesario que los ingenieros de redes de las compañías eléctricas teman a los gastos de mantenimiento o expansión de una red de distribución. Hay costos significativos que pueden evitarse y ahorrarse mediante la implementación de ACR en lugar del interruptor automático tradicional en las subestaciones. El factor clave en la implementación de ACR en entornos de subestación es la capacidad de interrupción de fallas. Sí el diseño de la subestación no exige una interrupción de fallas superior a 16 kA, ¿por qué una compañía eléctrica utilizaría otros equipos?