En el año 2006, mes de octubre, viajé a Siria invitado por el Grupo Isolux Corsan-Spain para hacerme cargo como Ingeniero Residente de la construcción de 2 Subestaciones Eléctricas, una en la ciudad de Hasakeh ubicada al norte de Siria muy cerca al límite con Irak, y otra Subestación Aleppo ubicada a 503 km al oeste de Hasakeh, casi en la parte central de Siria. Ambas subestaciones de potencia son de características técnicas similares. A la fecha continúo con el Grupo Isolux Corsan habiendo construido además las subestaciones de Thisrreen en Damasco, capital de Siria; Subestación de Maputo, capital de Mozambique y 10 Subestaciones en Qatar.

¿Influye la malla a tierra en un área arenosa en la protección de la SE (subestación eléctrica) H1 del Proyecto Renovandes - Chanchamayo?. Como objetivo se pretende: determinar la influencia de la malla a tierra en un área arenosa en la protección de la SE H1 del Proyecto Renovandes - Chanchamayo y como hipótesis se asume que la malla a tierra en un área arenosa influye positivamente en la protección de la SE H1 del Proyecto Renovandes – Chanchamayo. El diseño fue el no experimental, en la muestra de la SE H1 del Proyecto Renovandes – Chanchamayo, a quien se aplicó la malla de puesta a tierra, basado en el Análisis de criticidad que permitió mejorar la confiabilidad operacional de la SE H1 del Proyecto Renovandes – Chanchamayo. Concluyendo que el procedimiento de la malla a tierra en un área arenosa que se describe y corresponde a la SE H1 del Proyecto Renovandes - Chanchamayo permite obtener niveles seguros de tensiones de paso y de toque dentro de la subestación (área cercada) y en sus proximidades. Puesto que la tensión de malla representa la peor tensión de toque posible dentro de la subestación (excluyendo los potenciales transferidos), esta clase de tensión se usará como base para el diseño.

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No autorizado por el autor paea ser publicada a texto completo / En Chile muchas plantas mineras están ubicadas a más 1.000 m sobre el nivel del mar, lo que genera una complicación en la especificación de la aislación de equipos en sistemas de distribución de energía eléctrica en media tensión, porque las prescripciones técnicas de estos deben realizarse con mayores parámetros eléctricos, lo que involucra salas eléctricas de mayor superficie que lo tradicional. Como solución a este problema surge la tecnología GIS, que corresponde a celdas donde la barra principal está aislada en gas SF6 (hexafloruro de azufre), en lugar de la tecnología tradicional correspondiente a Celdas AIS, donde la barra principal está aislada en aire. Como primera parte de este trabajo se realiza una investigación bibliográfica, con antecedentes que involucran a las celdas de media tensión, dentro de los cuales están: su definición técnica como equipo, los parámetros eléctricos fundamentales y las componentes de maniobra, protección y medida que las conforman. Finalmente los detalles de equipamientos AIS y GIS. En la segunda parte de esta memoria se presenta un diseño de un switchgear de media tensión de 40 MVA a 23 kV a 3000 m.s.n.m., indicando las componentes a utilizar, teniendo dos opciones de equipamiento: AIS Y GIS. Se da conocer para las dos soluciones las especificaciones técnicas y los parámetros eléctricos. En el estudio técnico se destacan las ventajas y desventajas de los equipos GIS y AIS, enfocándose en factores como: seguridad, mantención, espacios y continuidad de servicio en caso de falla. Se analizan los efectos que genera la disminución de presión externa por causa de la altitud, indicando las condiciones que deben cumplir los fabricantes para implementar celdas GIS a altitudes mayores a 1000 m, sin recurrir a parámetros eléctricos mayores. Se evalúan los proyectos diseñados considerando costos de inversión, mantención, sala eléctrica, puesta en marcha e instalación, obteniendo el valor actual neto y así se obtiene la mejor solución desde el punto de vista económico. Finalmente, como conclusión, se destaca que las celdas GIS son la mejor opción, si no requieren aumento en la clase de aislación, y el cliente no considere la posibilidad de falla. La mayor ventaja de equipos GIS sobre AIS es la reducción de espacio, con una disminución mayor al 50%. Sin embargo se indican las desventajas por parte de estos equipos a largo plazo, como el alto costo de inversión que debe realizarse cuando termine su vida útil, requiera de reemplazo y un destino final para el equipo desechado sin dañar el medio ambiente.

Ingeniero Civil Electricista / El propósito de esta memoria es analizar los aspectos más relevantes relacionados con el reemplazo de subestaciones convencionales con aislamiento en aire por subestaciones con aislamiento en gas hexafluoruro de azufre (SF6). Se analizan distintas alternativas de equipamiento y esquema de suministro para los diferentes tipos de subestaciones, para las configuraciones de aislamiento en aire y aislamiento en SF6. En términos generales, la selección del reemplazo de una subestación convencional por una subestación con aislamiento en gas SF6, responde a las ventajas comparativas relacionadas con un mejor aprovechamiento del espacio, menor intervención al equipamiento debido a mantenimiento, flexibilidad en la operación, mayores niveles de confiabilidad, estandarización a máxima altitud de operación, menor accidentalidad y mayor disponibilidad del terreno, entre otros. En la actualidad, se observa una masificación en el uso de subestaciones con aislamiento en gas SF6, principalmente por la fuerte reducción en los costos de fabricación debido a su producción en serie. Con ello, están desplazando en los estudios de factibilidad a las subestaciones tradicionales con aislamiento en aire, particularmente en instalaciones de alta tensión (220 kV) ubicadas sobre los 1000 m.s.n.m., incidiendo en la toma de decisiones de las grandes empresas de minería y en las empresas de transmisión de energía eléctrica. Se realizaron las valorizaciones de los presupuestos para cada solución (GIS y AIS) en su vida útil, resultando interesante la utilización de equipamiento GIS para las subestaciones de alta tensión tanto en S/E O’Higgins como las Estaciones de Bombeo Nº 2, 3 y 4, principalmente debido a la estandarización de este tipo de equipamiento en las subestaciones eléctricas involucradas en el proyecto, las cuales se ubican hasta 2.400 m.s.n.m.. A esta valorización se debe adicionar como elemento de toma de decisión en la selección del equipamiento, el incremento en la robustez de operación y el mínimo mantenimiento que éstas tienen, reduciendo la necesidad de personal de operaciones y mantenimiento para este objeto, otorgando una gran flexibilidad operacional.