cap ii se trinitaria
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Estudio de Impacto Ambiental Definitivo Ex-post de la Subestación Eléctrica Trinitaria
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CAPITULO II DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES DE LA SUBESTACIÓN
ELÉCTRICA TRINITARIA
1. JUSTIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN
CELEC EP–TRANSELECTRIC es la responsable de la operación y mantenimiento del
Sistema Nacional de Transmisión (SNT), según la regulación 002/06 del CONELEC a
través de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico.
El sistema de transmisión de energía eléctrica, permite a la empresa de distribución
CNEL (consumidores) recibir energía de los centros de generación, permitiendo el acceso
a la energía eléctrica en todo el país.
Las subestaciones de CELEC EP–TRANSELECTRIC que forman parte del Sistema
Nacional de Transmisión y operan a diferentes niveles de voltaje, en condiciones que
minimicen las pérdidas de energía para que se cumplan los objetivos del sistema
eléctrico (generadores y consumidores).
El Sistema Nacional de Transmisión (SNT) se encuentra conformado por un anillo a 230
KV, con una configuración doble barra, un sistema radial a 138 kV y 69 kV con una
configuración de barra principal y transferencia, y barra simple, respectivamente.
Las subestaciones que cierran el anillo brindan una mayor confiabilidad, debido a la
posibilidad de agrupar circuitos en función de requerimientos de operación y
mantenimiento con el mínimo de suspensión de servicio, uniendo la generación del país
con los grandes centros de consumo.
Las Unidades de Transmisión (UT), son unidades de trabajo responsables de los activos
del SNT cuyo objetivo es mantener disponibles y confiables los mismos, superando las
exigencias regulatorias del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista).
Cada unidad de transmisión, tiene un número determinado de subestaciones, para
brindar mantenimiento a través de compañías contratistas y beneficiarias del contrato de
mantenimiento de subestaciones.
CELEC EP–TRANSELECTRIC conforme el Plan de Expansión aprobado por el
CONELEC es la responsable de las instalaciones y equipamiento de las subestaciones
del SNT, existentes y las que se incorporen como resultado de expansiones futuras.
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2. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN TRINITARIA
2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES
La Subestación Trinitaria fue construida para satisfacer la demanda creciente de energía
eléctrica en la Ciudad de Guayaquil, del Cantón Guayaquil de la Provincia del Guayas y
mejorar las condiciones de entrega del servicio.
Esta subestación recibe energía de la línea de transmisión Pascuales – Trinitaria a 230
kV, cuya capacidad de transformación es a 230 / 138 / 69 kV (Foto DI - 01 a DI – 05).
La Subestación Trinitaria está compuesta por: un patio de 138 kV con seccionamiento y
con seccionamiento de puesta a tierra, y fusibles de poder o interruptor; un patio de 69 kV
con seccionamiento y con seccionamiento de puesta a tierra, y fusibles de poder o
interruptor.
Las dimensiones aproximadas de la Subestación Trinitaria son 180 x 110 m, la misma que
se encuentra ubicada en el Sector Fertisa de la Parroquia Urbana Ximena de la Ciudad de
Guayaquil
2.2 CARACTERÍSTICAS DE EQUIPAMIENTO
Una Subestación Eléctrica es una instalación industrial, empleada para la transformación
del voltaje y corriente a niveles que se requieran. Está conformado por equipos de
conexión y protección, conductores, barras, transformadores (Foto DI - 03) y equipos
auxiliares (Plano de Equipos en Instalaciones, en Anexos), cuya función es permitir e
interrumpir la transmisión de energía eléctrica. Se ubican cerca de las centrales de
generación para elevar el voltaje y transmitir energía por las líneas de transmisión, y en
las cercanías de las poblaciones y grandes consumidores, donde se requiere disminuir el
voltaje.
Las subestaciones tienen dos elementos fundamentales: patio de maniobras (Foto DI -
01) y posiciones, los cuales se describen a continuación:
a) Patio de maniobras
Denominado así, el espacio físico donde se encuentran los elementos de transformación,
corte y seccionamiento a niveles de voltaje específicos.
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b) Posición de una Subestación eléctrica
Denominada también como bahía o tramo y forma parte de un patio de maniobras. Está
constituido por equipos de control, protección y medición necesarios para la maniobra de
un circuito eléctrico, salvaguardar los mismos, control y monitoreo de los parámetros
eléctricos y parámetros de calidad.
De acuerdo a la función que cumplen, las bahías pueden clasificarse en:
Bahía de Generación
Bahía de Transformación
Bahía de Salida de línea
Bahía de Acoplamiento y/o seccionamiento de barra
Bahía de Transferencia
La configuración predominante en subestaciones de 230 KV, es doble barra y un
disyuntor; en cambio, en 138 KV, predomina el esquema de barra principal y
transferencia, con algunas excepciones, donde existe doble barra y un disyuntor. El
equipamiento de las subestación Trinitaria es del tipo compacto en SF6.
2.2.1 Equipamiento de la Subestación Trinitaria
Los principales equipos que posee la Subestación Trinitaria son:
Un patio de Maniobras con barra una barra a 230 kV.
Una línea de Transmisión a doble terna a 230 kV proveniente de la Subestación
Pascuales.
Un banco de 3 Autotransformadores monofásicos, ATT, con un total de 225 MVA,
con relación de transformación 230 / 138 – 13.8 kV.
Un patio de Maniobras con barra de transferencia y principal a 138 kV.
Tres líneas de Transmisión a 138 kV, desde la Central Témica Trinitaria, Victoria
II y Salitral.
Un banco de autotransformadores monofásicos, ATQ, con un total de 90 MVA, y
un autotransformador monofásico de reserva de 50 MVA, con relación de
transformación 138 / 69 – 13.8 kV.
Un patio de Maniobras con barra de transferencia y principal a 69 kV.
Tres líneas de Subtransmisión a 69 kV, hacia las subestaciones: Padre Canales,
La Pradera, La Universal y Guasmo
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2.3 CARACTERÍSTICAS OPERACIONALES
Los agentes del Mercado Eléctrico que intervienen en el Sistema Nacional de
Transmisión, específicamente en las subestaciones son los siguientes:
Empresas concesionarias de distribución, las cuales se conforman como sociedades
anónimas, para satisfacer toda la demanda de servicios de electricidad que estén
dentro de los términos de su contrato de concesión. Está obligada a permitir el libre
acceso de terceros.
Empresas concesionarias de generación, constituidas en sociedades anónimas, las
mismas que asumen los riesgos comerciales inherentes a su propia explotación, bajo
principios de libre competencia, eficiencia y transparencia.
Grandes consumidores, los cuales tienen posibilidades de libre generación; deben
registrar una demanda máxima igual o mayor a 650 kW, un consumo mínimo de
energía anual de 4,500 MWh y poseer un solo punto de medición instalado al lado
primario del sistema de transformación.
En la Tabla siguiente se presenta las distribuidoras y generadoras que mantienen
relación con la Subestación Trinitaria:
Tabla DI – 01 Generación y Distribución relacionada con la Subestación
Trinitaria
Nivel
voltaje
( KV)
Agente Alimentadores Tipo Esquema de barras
230 TERMOGUAYAS TERMOGUAYAS 180 MW GENER. BARRA SIMPLE
138 ELECTROGUAYAS C.T. TRINITARIA 133 MW
GENER. DOBLE BARRA CON
ACOPLADOR INTERVISA TRADE BARCAZA VICTORIA II 105 MW
69
CATEG GUASMO DISTRIB.
DOBLE BARRA CON
ACOPLADOR
ULYSSEAS INC. POWER BARGE I (30 MW) GENER.
CATEG PRADERA
PADRE CANALS DISTRIB.
Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2010
Elaboración: ESINGECO, 2010
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2.3.1 Operación y Mantenimiento de la Subestación
El desempeño de las funciones de los elementos activos debe ser controlado y analizado,
de acuerdo a las necesidades operativas, que se presentan en el sistema.
Estas necesidades tienen como objetivo final abastecer a la carga con un servicio de
calidad.
Sin duda alguna, la demanda no es constante en el tiempo, lo que representa cambios en
la forma de trabajo de los equipos en el tiempo, siendo la vida útil del equipo un
parámetro continuo del análisis.
Los parámetros de operación y manteniendo a considerar son:
capacidad máxima de operación,
número de fallas en cada nivel de voltaje,
fallas por presencia de fenómenos atmosféricos,
confiabilidad e indisponibilidad y,
tiempo de mantenimiento.
a) Capacidad Máxima Promedio de Operación Anual
Es el trabajo máximo de operación promedio de los transformadores de potencia de la
subestación por año.
Tabla DI – 02 Rangos de Capacidad de operación
Rango Capacidad de Operación (CO)
menor a 50% bajo
entre 50 % y 80 % normal
> 80 % y 100 % alto
Fuente: CONELEC
En la Tabla siguiente se presentan los valores promedios calculados para la Subestación
Trinitaria.
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Tabla DI – 03 Capacidad máxima de operación anual
Subestación Transfor-
mador
Capacidad
(MVA)
Promedio
Anual
(MVA)
% Máximo
Trabajo
TRAFO/Anual
Capacidad
de
Operación
(MVA)
% de
Operación
Capacidad
Operación
(CO)
Trinitaria ATT 225 130,3 57,9
257,6 68,7 NORMAL ATQ 150 127,4 84,9
Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2004-2009 (período de análisis)
Elaboración: ESINGECO, 2010
b) Rangos de porcentajes de falla
Es importante señalar que el mayor número de fallas suceden a 69 kV los mismos que
son originados en su mayoría por agentes del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista)
aunque no son responsabilidad del transmisor; los equipos de protección de las
Subestaciones del SNT se disparan y los interruptores actúan.
Tabla DI – 04 Rangos de Porcentaje de Falla
RANGO PORCENTAJE DE FALLA
Menor a 4 % Bajo
Entre 4 y 8 % Medio
Entre 8 y 10 % Alto
Mayor a 10 % Crítico
Fuente: CONELEC
Tabla DI – 05 Porcentaje de Falla de la Subestación Trinitaria
Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2004-2009 (período de análisis)
Elaboración: ESINGECO, 2010
c) Fallas por presencia de fenómenos atmosféricos
La caída de rayos en una determinada zona y específicamente en elementos o equipos
de la Subestación, hacen que los sistemas de protección actúen, aislando el circuito del
sistema.
Numero de operaciones promedio por
fallas anual
Porcentaje (%) de operaciones promedio
por fallas anual
% falla a 69, 138
y 230 kV
69 kV 138 kV 230 kV 69 kV 138 kV 230 kV BAJO
8 2 1 3.5 2.1 1.8
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De acuerdo a datos extraídos de CELEC EP–TRANSELECTRIC, la Tabla muestra el
número promedio anual de fallas atmosféricas y el porcentaje de estas fallas, para la
Subestación Trinitaria.
Tabla DI – 06 Porcentaje de Falla de la Subestación Trinitaria
PROMEDIO ANUAL DE FALLAS
ATMOSFERICAS (# DE FALLAS)
PORCENTAJE DE FALLAS
ATMOSFERICAS RANGO
0 0 BAJO
Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2004-2009 (período de análisis)
Elaboración: ESINGECO, 2010
d) Confiabilidad y Disponibilidad
Un equipo o sistema, debe estar en capacidad de cumplir con su funcionamiento óptimo
en operación o reserva. Si está en operación, la disponibilidad se verá reflejada en la
confiabilidad del sistema para realizar adecuadamente su trabajo, representado en el
número de horas de falla en un tiempo operativo determinado. No obstante, si el equipo
no está funcionando, su capacidad inherente de desempeñar correctamente su función
cuando lo requieran asociado al tiempo de reparación o mantenimiento, estará
representada a través de la mantenibilidad.
La confiabilidad de la Subestación Trinitaria, de acuerdo a cálculos realizados por
TRASNSELECTRIC, se la puede ver en la tabla siguiente:
Tabla DI – 07 Confiabilidad de la Subestación Trinitaria
% DE CONFIABILIDAD RANGO DE CONFIABILIDAD
99.9915 ALTO
Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2006
Elaboración: ESINGECO, 2010
e) Disponibilidad en Mantenimiento (Tiempo de mantenimiento)
Para cálculos de la disponibilidad del mantenimiento se considera los tiempos y equipos
de las subestaciones, que no han permitido cumplir con los índices de calidad del
transporte de potencia y del servicio de transmisión.
Según el (Plan anual de mantenimiento del SNT), cada subestación del SNT entra en
mantenimiento en una fecha específica y por un tiempo determinado.
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Tabla DI – 08 Disponibilidad de Mantenimiento de la Subestación Trinitaria
DISPONIBILIDAD DE MANTENIMIENTO ANUAL (2006)
FALLAS MANTENIMIENTO
99,98 99,94
Fuente: CELEC EP–TRANSELECTRIC, 2004-2009 (período de análisis)
Elaboración: ESINGECO, 2010
2.4 MANTENIMIENTO DE LA SUBESTACIÓN
El cumplimiento de las normativas de calidad, y la preservación de cada uno de los
equipos que involucran la transformación y transporte de la energía eléctrica están
íntimamente relacionados con la:
Capacidad de trabajo de los transformadores y autotransformadores
Potencia de transmisión en las líneas
Balance de energía
Nivel de voltaje en las barras
2.4.1 Mantenimiento eléctrico programado
CELEC EP–TRANSELECTRIC, tiene desarrollado un “Programa de Mantenimiento de
Subestaciones Electricas”, de la Zona Operativa Sur, entre las que consta la subestación
Trinitaria.
En este programa, se detallan las actividades de mantenimiento rutinario y preventivo, en
los diferentes componentes de cada subestación.
Este plan esta ajustado para un período de cinco años (plan de mantenimiento
quinquenal)
a) Mantenimiento Rutinario
El “mantenimiento día a día” o rutinario se lo realiza de acuerdo con las rutinas aprobadas
por la Gerencia de Operación y Mantenimiento (GOM) en:
Equipo primario de las bahías en servicio
-Limpieza de elementos y reajuste del conexionado
-Limpieza, reajuste y lubricación del conexionado de puesta a tierra
-corrección de óxido en pintura
Instalaciones en operación de Servicios Generales (SSAA)
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-Para SSAA se incluye las pruebas de transferencia
Transformadores de Potencia en servicio
Para los transformadores de potencia se incluye:
-El reemplazo de sílica gel
-Pruebas de operación en modo manual del sistema de enfriamiento
-Pruebas de operación en modo manual del sistema de purificación de aceite de los
transformadores de corriente de sobre carga (OLTC)
Se lo realizará semestralmente (dos veces al año)
b) Mantenimiento Preventivo
El “mantenimiento preventivo programado” se lo realiza de acuerdo con el programa de
restricciones anual aprobado por el CENACE, en:
Equipo primario de las bahías desenergizadas
-Limpieza de aislación
-Reajuste de conexionado primario
-Reemplazo de pernos y/o terminales del conexionado primario
-Reemplazo de conductores aéreos deteriorados
-Pruebas de operación eléctrica local y remota
-Verificación y/o calibración de seccionadores
Instalaciones fuera de operación de Servicios Generales (SSAA)
-Todas las actividades descritas
Transformadores de Potencia desenergizados
Para los transformadores de potencia se incluye:
-Pruebas de operación de las protecciones mecánicas
-Pruebas de actuación del relé 86T (protección de sobrecorriente a través del relé de
disparo y bloqueo 86T)
-Pruebas de operación del sistema de enfriamiento en modo automático (desde
termómetros)
-Pruebas de operación manual de cambiador de tomas bajo carga
El Mantenimiento Preventivo se lo realizará anualmente
2.4.2 Pruebas e Inspecciones
a) Pruebas eléctricas en equipos de Servicios Auxiliares (Nivel de tensión 13.8
KV)
Transformadores de SSAA:
-Medición de resistencia de aislamiento
-Medición de resistencia de devanados
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-Medición de relación de transformación
-Medición de rigidez dieléctrica del aceite
Grupo Electrógeno (Generadores de emergencia)
-Medición de resistencia de aislamiento
-Medición de resistencia de devanados
Banco de baterías
-Prueba de descarga del banco)
Transferencia de servicios auxiliares:
-Verificación y/o calibración de parámetros de la transferencia (tiempos, magnitudes
eléctricas, etc.)
Se lo realizará bianualmente (cada dos años)
b) Pruebas eléctricas de transformadores de potencia
Transformadores de Potencia:
-Medición de resistencia de aislamiento
-Medición de resistencia de devanados
-Medición de relación de transformación
-Medición de factor de disipación y capacitancia
-Medición de corriente de excitación
-Medición de capacitancia de bushings
-Medición de respuesta de frecuencia
-Pruebas de operación de protecciones mecánicas y operación de relé 86T
-Pruebas de operación de medidores de temperatura
Ejecución cada tres años
c) Pruebas eléctricas de equipo primario
Interruptores:
-Medición de resistencia de aislamiento
-Medición de resistencia de contactos
-Medición de tiempo de apertura y cierre
Seccionadores:
-Medición de resistencia de aislamiento
-Medición de resistencia de contactos
Pararrayos:
-Medición de resistencia de aislamiento
-Medición de factor de potencia
Transformadores de Corriente:
-Medición de resistencia de aislamiento
-Medición de factor de potencia
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-Medición de resistencia de devanados secundarios
-Medición de relación de transformación y curva de saturación
Divisores Capacitivos de Potencial y Transformadores de Potencial:
-Medición de resistencia de aislamiento
-Medición de factor de potencia
-Medición de relación de transformación
Ejecución cada tres años
d) Toma de muestras de aceite en Transformadores de Potencia y
Reactores
Toma de muestra de aceite por válvula inferior de cuba o tanque principal
Toma de muestra de aceite del cambiador de tomas bajo carga
Ejecución anual
e) Inspección Termográfica de Suestaciones
Inspección de todo el conexionado primario de las subestaciones eléctricas.
Determinación de “puntos calientes”
Realización semestral
f) Cambio de aceite dieléctrico- Mantenimiento mayor a 69 KV
Reemplazo de aceite dieléctrico
Limpieza, revisión y reajuste de contactos principales del interruptor
Pruebas eléctricas de medición de resistencia de aislamiento
Medición de resistencia de contactos
Medición de tiempo de apertura y cierre
Reemplazo de empaquetadura
Ejecución cada dos años
g) Cambio de aceite dieléctrico- Mantenimiento mayor a 13.8 KV
Reemplazo de aceite dieléctrico
Limpieza, revisión y reajuste de contactos principales del interruptor
Pruebas eléctricas de medición de resistencia de aislamiento
Medición de resistencia de contactos
Medición de tiempo de apertura y cierre
Reemplazo de empaquetadura
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Ejecución anual
h) Mantenimiento mayor de compresores de aire del Sistema Neumático
de Interruptores de Potencia
Revisión y/o reemplazo de banda
Limpieza de carter
Reemplazo de aceite lubricante
Revisión de estado de válvulas de admisión y descarga
Reemplazo de empaquetadura
Revisión del estado de válvula de seguridad
Revisión del estado y limpieza de válvula check
Registro de tiempo de llenado de tanque de almacenamiento de aire comprimido y
verificación de ajuste de microswitches
Ejecución cada dos años
i) Mantenimiento de Sistemas de Protección – Control - Medición (PCM)
Verificación de correcta operación y/o reemplazo de equipos de medición local en
tableros dúplex
Pruebas de operación de relés de protección (excepto el relé 50BF o esquema
diferencial de barras)
Pruebas END to END (verificar periodicidad dependiendo del tipo de esquema de
teleprotección existente)
Ejecución cada dos años
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3. FASES DE LA SUBESTACIÓN TRINITARIA
Para la Subestación Trinitaria ya construida y en operación se han identificado dos fases
generales: Operación y Mantenimiento, y Retiro.
1. Fase de Operación y Mantenimiento: Contempla las actividades de energización,
reconocimiento visual en el campo de los diferentes componentes de la subestación,
limpieza y reparaciones, mantenimiento de las estructuras, mantenimiento de la vía
de acceso y vigilancia sobre el entorno.
2. Fase de Retiro: Contempla las actividades de retiro del campo de parte o de todos los
elementos, que conforman la subestación una vez que la misma esté fuera de servicio
en forma parcial o total, ya sea por causa natural o porque ha terminado su vida útil.
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4. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA SUBESTACIÓN TRINITARIA
La Subestación Trinitaria opera en una superficie de 19,080 m2, en las coordenadas
aproximadas UTM 621,182 E / 9’751,191 N (WGS 84) (Imagen Satelital con Uso del
Suelo, en Anexos). La Subestación Trinitaria está ubicada en un barrio porpular de la
Ciudad de Guayaquil, en el Sector Fertisa de la Parroquia Urbana Ximena; y se localiza a
50 m del Estero del Muerto que es un ramal del Estero Salado. Se encuentra a
aproximadamente 7 Km en línea recta al suroccidente de la Rotonda en el Malecón de la
Ciudad y aproximadamente 3 Km en línea recta al noroccidente de Puerto Nuevo
Marítimo de la Ciudad de Guayaquil.
La subestación tiene las siguientes particularidades:
La Subestación Trinitaria se ubica en un sitio geológicamente estable.
Para la accesibilidad al sitio existen vías de acceso.
La Subestación Eléctrica está cercana a centros poblados
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5. ASPECTOS OPERATIVOS
La descripción de los aspectos operativos, toma como base la información técnica que
TRANSELECTRIC, proporcionó a ESINGECO, en abril de 2000, para el Estudio de
Impacto Ambiental Preliminar de la Línea de Transmisión Milagro – Machala
(ESINGECO, 2000), y que se ha actualizado conforme las características propias del
proyecto y de su entorno.
5.1 FASE DE ESTUDIOS
Esta fase del proyecto se concluyó previa a la construcción de la subestación, y lo único no
contemplado para esa época fue la realización del Estudio de Impacto Ambiental.
a) Estudio de Impacto Ambiental
De acuerdo a la legislación nacional vigente se prevé realizar el Estudio de Impacto
Ambiental Ex-post a nivel definitivo, en el cual se identificarán las condiciones
ambientales actuales dentro del área de influencia directa e indirecta de las instalaciones,
se realizará una identificación de impactos ambientales presentes y los que puedan surgir
por las diferentes fases y se determinará las medidas de prevención, mitigación y control,
dentro de un manejo ambiental sustentable.
5.2 FASE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Adicionalmente a las actividades de operación y mantenimiento encaminadas al
adecuado servicio eléctrico se deben considerar las siguientes, que están relacionadas
con un adecuado manejo ambiental.
a) Operación
Las siguientes actividades de inspección se toman en cuenta y se aplican durante la
operación de la subestación.
En la franja de servidumbre y en los lugares donde se ubica la subestación:
El tipo de vegetación a desbrozar cercana a las subestación.
El estado de cunetas de drenaje cercanos a las instalaciones.
El estado de la vía de acceso a la subestación.
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El estado del suelo (estabilidad del terreno) alrededor y en la subestación.
Posibles acercamientos de vegetación.
En las estructuras:
Conexiones de puesta a tierra de las estructuras dentro de la subestación.
El estado de las bases de los postes y estructuras dentro de la subestación.
La verticalidad y estado de los postes y estructuras dentro de la subestación.
Deformaciones en los componentes de las estructuras o faltantes, si es que los
hubiere.
Verificar el estado de las placas de numeración, peligros, señalización de circuitos o
secuencia.
Verificar estado de pintura de señalización y numeración en las instalaciones.
En los tensores ubicados dentro de las subestaciones:
El estado de las varillas preformadas.
La tensión y sujeción del cable.
Si hay deformaciones en los componentes de los tensores o faltantes.
Verificar el ajuste.
En la cadena de aisladores:
Si hay rotura y/o contaminación.
El estado de “Herrajes” (oxidación) y/o faltantes.
La perpendicularidad en el sentido de la subestación, en el caso de estructuras de
suspensión.
En los conductores en las estructuras dentro de la subestación:
Ajustes en las grapas de retención y suspensión.
El estado de las varillas preformadas.
El estado y número de amortiguadores.
La distancia de seguridad de las líneas que salen de la subestación con respecto al
suelo, vías, viviendas, árboles etc.
Verificar la ausencia de corrosión, hilos rotos y/o elementos extraños.
Puesta a tierra en las estructuras dentro de la subestación:
El ajuste de puentes y aterrizajes dentro de la subestación.
El estado, número de amortiguadores y varillas preformadas.
Verificar si existe corrosión.
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b) Mantenimiento
El mantenimiento sugerido tiene dos propósitos, un mantenimiento de prevención y un
mantenimiento de corrección. Entendiéndose por mantenimiento preventivo aquel que se
lo implanta con la finalidad de mantener los estándares de calidad iníciales y el
mantenimiento correctivo es aquel que encierra actividades o acciones que se deben
tomar cuando ha ocurrido un percance debido a situaciones de riesgo no programadas,
sin embargo cabe mencionar que dichas acciones deben estar en pleno conocimiento, su
en forma de aplicación o puesta en práctica, del personal encargado del mantenimiento.
A continuación se indican algunas acciones y/o medidas a tomarse en las instalaciones
de la subestación:
b1) Mantenimiento Preventivo
En la franja de servidumbre alrededor de la subestación:
Desbroce de vegetación alrededor de las instalaciones.
Tala de árboles grandes alrededor, que amenacen las instalaciones de la
subestación.
En las estructuras de la subestación:
Repintado de números de identificación.
Cambio de herrajes oxidados.
Limpieza de las bases de la estructura y verificación de su estado de compactación.
Construcción, limpieza o readecuación de cunetas.
Drenaje.
En los tensores de la subestación:
Recalibrado
Verificación de la compactación del terreno de las instalaciones.
En la cadena de aisladores de las estructuras de la subestación:
Reemplazo de aisladores rotos de la cadena
En los conductores de las estructuras de la subestación:
Recalibración.
Repintada y reposición de señalización de la subestación:
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Repintado de números de identificación en postes y demás estructuras.
Reposición de letreros de identificación de secuencia.
Reposición de señales de peligro.
Puestas a tierra de las estructuras de la subestación:
Medir la resistividad.
Mejorar la calidad de aterramiento en el caso necesario.
b2) Mantenimiento Correctivo
En los tensores de las subestaciones:
Instalación de un tensor adicional.
Recompactación y reposición de material faltante.
Reubicación de un tensor existente.
En las estructuras de la subestación:
Cambio de tipo de estructura.
Cambio de estructuras rotas o en mal estado.
Cambio de crucetas.
Instalación de una estructura nueva.
Reparación y reposición de material faltante.
En los conductores de las estructuras de la subestación:
Cambio de conductor e hilo de guardia.
Reparación de conductor e hilo de guardia.
En la puesta a tierra de las estructuras de la subestación:
Reparación y reposición de material faltante.
c) Seguridad Industrial
Dadas las características de la instalación, el diseño de la misma contempla todos los
aspectos relacionados con la seguridad de las personas y equipos entre los cuales se
tiene:
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Espaciamientos mínimos
Existen los espaciamientos mínimos de seguridad considerando el nivel de voltaje y la
altura sobre el nivel del mar, de acuerdo a las normas correspondientes. En general,
para cualquier voltaje, las bases de soporte del equipo de alta tensión tendrá una altura
mínima de 2.4 m y las partes energizadas estarán a un mínimo de 5 m sobre el nivel del
piso.
Sistema de puesta a tierra
El sistema a tierra consiste en una malla de conductor de cobre que tiene como base de
diseño los máximos voltajes que puede soportar una persona sin que sufra un daño
físico. De esta manera se asegura la integridad de las personas en el caso de que se
produzcan potenciales entre las partes metálicas normalmente desenergizadas y los
individuos cuando se produce una falla a tierra. Este sistema también prevé los voltajes
de transferencia y los voltajes que pueden producirse en el cerramiento metálico. La
capa de grava sobre la superficie de la subestación también forma parte de este sistema
de seguridad.
Apantallamiento
Sobre la subestación, utilizando las estructuras metálicas, se ha diseñado un sistema de
apantallamiento con cable de acero y mástiles metálicos para evitar el impacto de los
rayos sobre la instalación.
Niveles de ruido
Debido al campo magnético del autotransformador se produce una vibración permanente
de las láminas metálicas que conforman el núcleo del equipo lo cual produce un ruido
permanente de alrededor de 85 dB a 2 m de distancia. Además, se puede tener ruido en
los cables aéreos de alta tensión debido al efecto corona el cual puede alcanzar igual
nivel. Por último, otra fuente de ruido es la operación de los disyuntores, pero este ruido
no es permanente sino cuando se operan esos equipos.
Niveles de campo eléctrico y magnético
Los campos electromagnéticos que las instalaciones y equipos de la subestación eléctrica
producen, los cuales al sobrepasar los límites de tolerancia pueden producir afectación a la
población laboral y/o a la población circundante.
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Rotura de Conductores
Los conductores de las líneas de transmisión son del tipo ACAAR, esto es, alambres de
aluminio con un núcleo de acero. Esto hace que el peligro de ruptura de esos
conductores sea mínimo. Dentro de la subestación se reúnen cables de aluminio pero
instalados prácticamente sin tensión mecánica lo cual también elimina el peligro de
rotura.
5.3 FASE DE RETIRO
A continuación se muestran algunas de las posibles actividades a realizarse para el
desarrollo de esta fase de retiro en la Subestación:
a) Desarmado de Pórticos, Cables, Conductores
Las actividades son: retiro desarmado de pórticos, cables y conductores; y remoción de
las cimentaciones que se encuentran dentro de la subestación.
b) Derrocamiento y Producción de Escombros
Es el retiro de las estructuras a través del derrocamiento de las obras de hormigón
construidas para la erección de pórticos y bases de equipos; con la consecuente
producción de escombros en la subestación.
c) Transporte de Piezas y Escombros del Retiro de la Subestación.
Remoción, evacuación y transporte de escombros fuera del área hacia la disposición
final. Evacuación de materiales pétreos y metálicos.
d) Disposición Final de Residuos y Desechos.
Disposición de los residuos y desechos generados durante el desmantelamiento y
derrocamiento de las estructuras de la subestación; su clasificación y disposición final
según su naturaleza.
e) Reconformación de suelo y Cobertura Vegetal, en el lugar y alrededor de la
Subestación.
Rellenos de las cimentaciones y compactación de las depresiones que se hayan
producido. Reposición del suelo orgánico, conformación de zonas para la recuperación
de la cobertura vegetal a través de la revegetación de áreas desbrozadas.
Estudio de Impacto Ambiental Definitivo Ex-post de la Subestación Eléctrica Trinitaria
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6. CONCLUSIONES
Dada la demanda actual del servicio de energía eléctrica, la Subestación Trinitaria se
convierte en una instalación de mucha importancia a nivel cantonal, ya que el
beneficio es a favor de familias que carezcan del servicio básico o el que poseían era
de mala calidad.
En el lugar en el que se localiza la Subestación Trinitaria es una zona urbana de la
Ciudad de Guayaquil.