dcb presentación general - 07 mar 2012

© ABB Group March 9, 2012 | Slide 1

Disconnecting Circuit BreakerSoluciones seguras y altamenteconfiables para Subestaciones

Marcelo Kovalenko – TMM - Perú, 07 Marzo 2012


Introducción al DCBHoy existen muchas preguntas relativas a la aplicación de lasnuevas tecnologías de los aparatos de maniobra

� Para contribuir con un cambio haciaredes más confiables, primero debemoscomprender los fundamentos de lasconfiguraciones de las subestaciones.

Cuál es la función de un seccionador?

Cómo funciona el concepto interruptor-

seccionador?

Porqué continuamos construyendolas Subestaciones en la forma en

que siempre lo hicimos?

Porqué construimos Subestacionesalgunas veces con un tipo de

configuración y otras veces con otro?

Cómo garantizo mi “seguridad”cuando trabajo en una subestación?

Están recibiendo las empresas de electricidad la mejor solución por el

precio que están pagando por ellas?


Disconnecting Circuit Breaker – DCBTemario

� La filosofía de las redes y su historia

� Aparatos de maniobra y evolución de su aplicación

� Desarrollo histórico de las redes

� Aumento de la seguridad con DCB (Disconnecting Circuit Breaker)

� Fundamentos del DCB

� Funciones de enclavamiento

� Norma IEC

� DCB mejora la perfomance de la red? – Ciertamente!

� Reducción de pérdidas de servicio

� Ahorro de espacio y dinero

� Configuraciones de subestaciones altamente confiables

� Ejemplos de instalaciones

� Resumen

Temario


La filosofía de las redes y su historia


La evolución es la clave del éxito!

Grito Tambor Telégrafo Teléfono Teléfono yDigitalización

Teléfono inalámbrico


Evolución y aplicación de los aparatos de alta tensiónEvolución de los esquemas unifilares

Reducido vol aceite Gas SF6Aire comprimido

Función desconexión sin contactos extra

Encapsulado de los contactosde seccionamiento

Evolución y aplicación de los aparatos de alta tensiónTasas de Falla y de Mantenimiento


Failu

re a

nd m

aint

enan

ce ra

te

1960 Today

Bulk oil CB

Air blast CB~1 yr

Minimum oil CB~5 yr

SF6 CB~15 yr

Open air disconnector, ~5 yr

Estas soluciones reducen el intervalo entre mantenimientos de 5 a >15 años debido a la remoción de seccionadores en aire

DCB, 15th year

PASS, 20th year


Se introdujo la Doble barra debido al mantenimiento del seccionador

Desarrollo histórico de las redesEfectos de aplicación en la red

Seccionadores Bypass aumentarán las

salidas de servicio

Soluciones standard del pasado


Desarrollo histórico de las redesEvolución de la subestación

Falla o mantenimiento afecta toda la barra

Falla o mantenimiento afecta la línea

1½ Interruptor Doble Interruptor

Subestaciones que toleran fallas

Subestaciones orientadas al mantenimiento


Falla de un seccionador en una importante SE de 420 kV

� Apagón de una parte importante de Suecia

Principalescentros de

carga

Desarrollo histórico de las redes1983 – un hito para el DCB

Principalescentrales

hidroeléctricas

20 000 MW de carga desconectada5 millones de personas afectadas

6 horas sin servicio

� 1 minuto después el sistema colapsó causando un apagón en la parte sur de Suecia y parte de Dinamarca.

� 5 000 MW de carga desconectada

� 2 millones de personas afectadas

� 2-4 horas de interrupción del servicio

� Falla en una unidad generadora, pérdida de 1000 MW

� Falla de un Seccionador (DS) 5 minutos después llevó a unapérdida adicional de 2000 MW.

� El aumento de corriente (1000A -> 1500A, In=3150A) en el DS después de la primera falla causó la rotura del DS.

Apagón en 2003 en Horred

Diseño del seccionador en Horred

��

��

Falla del Seccionador en Horred


Fundamentos del DCBSeguridad aumentada con el DCB


LTB145 DCB Función de interrupción

� Idéntica como en un interruptorconvencional

� La misma cámara de interrupción y mecanismo de operación como en un interruptor convencional

La misma alta confiabilidad como en un interruptor estandar

Fundamentos del DCBUn solo juego de contactos móviles


Fundamentos del DCBUn solo juego de contactos móviles

LTB145 DCB Función desconexión

� La función desconexión en un DCB se obtiene con el mismo juego de contactos del interruptor.

“Lo que no existe no puede fallar y no requiere mantenimiento”


Los seccionadores proveen seguridad?


Fundamentos del DCBPorqué se necesita tener “corte visible”

1. El “corte visible” es necesario para posibilitar la instalaciónde puestas a tierra portátiles sin el riesgo de altas tensionesinducidas en la parte donde la conexión a tierra es aplicada.

2. No está permitido realizar mantenimiento del interruptor a menos que ambos lados del interruptor estén conectados a tierra.

3. Si usted intenta conectar a tierra manualmente la unidad sin un “corte visible”, existe el riesgo que se produzca un granarco y en el peor caso se provoquen daños al personal de mantenimiento.

4. Por lo tanto, el “corte visible” está relacionado a la puesta a tierra manual.

5. O sea que la necesidad de tener un“corte visible” essolamente para permitir la conexión a tierra manual, ó paraalgo más?


Fundamentos del DCBMáxima seguridad con cuchillas de tierra motorizadas

1. Con el DCB nosotros tenemos una cuchilla de puesta a tierra motorizada, operada en forma remota desde la sala de control.

2. Esto significa que las personas están realizando la conexión a tierra en forma remota, no trabajando cerca ódirectamente en la parte de alta tensión.

3. Debido a este procedimiento de operación, la necesidad de tener un “corte visible” es eliminada; en su lugar tenemosuna puesta a tierra visible – que es la única (y última) seguridad en la que usted puede confiar.

4. En una instalación GIS ó híbrida no existe una puesta a tierra tan cláramente visible, pero sí la tenemos con la solución con DCB.


Fundamentos del DCBMáxima seguridad con cuchillas de tierra motorizadas

Cuchillas de tierra motorizadas• La Cuchilla de Tierra es instalada afuera de la

cámara de interrupción (ó como una unidadseparada)

• El contacto primario fijo es libre de mantenimiento

• El mecanismo de operación a motor permite la operación remota

• Las posiciones “conectado a tierra” y “abierto”son visibles. Contactos auxiliares permiten la indicación remota

• Se dispone de facilidades para asegurar con “candado”

Máxima seguridad para el personal de mantenimiento

Funciones de enclavamientoSeguridad aumentada con enclavamientos altamenteconfiables

��

��

Cuchilla de puesta a tierra

��

��

Funciones de enclavamientoBloqueo del interruptor en posición ABIERTO

��

� Barra de bloqueo operada desderemoto

� La barra de bloqueo puede ser operada solamente cuando el DCB está en posición ABIERTO –enclavamiento eléctrico y mecánico

� La barra de bloqueo puede ser asegurada en la posición“bloqueado” mediante candado

� La operación de bloqueo puedecompararse a la operación de un seccionador en un arreglotradicional

Desbloqueado

Bloqueado

Funciones de enclavamientoCuchilla de puesta a tierra

��

��

��

� La Cuchilla de tierra puede ser cerradasolamente cuando el DCB estábloqueado en posición ABIERTO –enclavamiento eléctrico

� La Cuchilla de tierra puede ser asegurada en posición CERRADO mediante candado – enclavamientomecánico


Fundamentos del DCBOtras razones para cuestionar el “corte visible”

1. Muchos usuarios preguntan: Qué pasa si un polo no abre? Cómo garantizo mi “seguridad”?

2. Si un polo no abre y bloqueamos el DCB y cerramos la Cuchilla de puesta a tierra, entonces tendremos un granproblema porque se producirá un arco hasta que reaccionela protección y la falla sea despejada. La Cuchilla serádestruída pero el operador no sufrirá daños al estaroperando desde remoto.

3. Qué ocurrirá en una solución convencional?4. Imaginemos que un polo del interruptor no “abre”; y vamos

a operar la apertura del seccionador (en el peor casomanualmente).

5. Habrá un gran arco (y en el peor caso sobre su cabeza!). Esto no es lo que llamaríamos una “situación segura”!


Los seccionadores proveen seguridad?

Procedimiento de Operación

Aislación confiableTodos los DCB utilizan aislación de

siliconas� Aisladores tipo “composite”

- Mínimas corrientes de fuga- Propiedades probadas para largo plazo

� No afectados por la luz UV natural –Resistencia al envejecimiento

� Superficie “hidrofóbica”; el aguapermanece en gotitas

� Peso reducido – Ideal en zonas sísmicas

No se utilizan capacitores de gradiente

Propiedades del gas bien controladas� Disecantes absorben suciedad y

productos de descomposición

� Rápida detección de cualquier fuga

Ensayos de tipo dieléctricos desarrolladosdespués de severas pruebas eléctricasy mecánicas

La capacidad para resistirrelevantes esfuerzos dieléctricosestá asegurada durante todo el tiempo de vida

Asegure su seguridad con aisladores poliméricos

Sin peligropara la seguridaddel personal

Ensayo de resistencia a la polución (1 hora); test de nieblasalina de acuerdo a IEC60507

� Interruptor tipo LTB145D1/B con porcelana vs aisladores de goma siliconada (silicone rubber insulators)

� Tensión de ensayo 84 kV (= tensión nominal fase-tierra)� Salinidad 80kg/m3

� Distancia de fuga 25mm/kV

Extremadamentebaja corriente de fuga comoresultado del excelentedesempeño de la aislación con goma siliconada

Leak

age

curr

ent (

A) a

cros

s th

e in

terr

upte

r

Silicone

Time (h)

Aislación confiableEnsayo de la silicona con niebla salina

Mínima cantidad de gas:� Los interruptores de tanque

vivo de ABB contienen muypoco gas SF6

� Para el mismo rango, los módulos híbridos contienenalrededor de 10 veces el volumen de gas necesarioen interruptores de tanquevivo

Fugas de gas mínimas:� Mediante diseño apropiado

de los sistemas de sellos

Mínimo número de juntas selladas

El SF6 es un gas de efecto invernadero, por lo que su uso debe ser minimizado!

Sellosestáticos:Doble O-rings

Sellosdinámicos:Doble X-rings

Pequeño volumen de gas SF6 y baja fuga


La familia DCBPara una subestación simplificada

Tipo DCB LTB 72.5D1/B

DCB LTB 145D1/B

DCBHPL 170-300B1

DCBHPL 362-550B2

Tensión nominal 72.5 kV 145 kV 170 - 300 kV 362 -550 kV

Corriente nominal 3150 A 3150 A 4000 A 4000 A

Capacidad de interrupción 40 kA 40 kA 50 kA 63 kA

ABB provee DCB para todoslos niveles de tensión y características nominales


Norma IEC para Disconnecting Circuit BreakersIEC 62271-108

� Esta Norma se refiere entre otras a:

� IEC 62271-100 Interruptores

� IEC 62271-102 Seccionadores

� Es decir, el DCB cumple con todos los requisitos relevantes exigidos paraInterruptores y Seccionadores

� La Norma describe los procedimientosde ensayos, enclavamientos y bloqueos de un DCB para obtener la mayor seguridad durante lascondiciones de servicio y de mantenimiento

� El procedimiento de ensayos garantizaque la perfomance dieléctricapermanecerá durante la expectativa de vida

Norma IEC para Disconnecting Circuit BreakersIEC 62271-108

De izquierda a derecha:•Jörg Teichmann - Siemens•Mitsuru Toyoda - Mitsubishi•Francois Disson - VA Tech•Fiorangelo Petroni - ENEL•Anders Alfredsson - ABB•Endre Mikes - Areva•Robert Jeanjean - EdF•Enrique Otegui - Ormazabal•Yvan Tots - Electrabel•Thomas Neumann - Siemens

El grupo de trabajo IEC SC17A WG31 fué establecido y comenzó a trabajar a fines del 2001- 17 members- Convenor Mark Waldron UK, sucedido por Anders Alfredsson SE


Evolución de equipos de maniobra de alta tensiónProcedimientos – Aplicable al DCB?

Conv con Gas SF6

Sin contactos extra para la funcióndesconexión


Evolución de equipos de maniobra de alta tensiónProcedimientos – Aplicable al DCB?

1. Acuerdo con el Centro de Operación de Maniobras

2. Iniciar protocolo en libro de seguridad

3. Librado del equipo (Transformador)- Abrir el Interruptor MT - Extraer el Interruptor MT- Abrir el Interruptor AT- Verificar ausencia de tensión a ambos lados- Abrir Seccionador

4. Bloqueos - Bloquear maniobra de local/remota Seccionador- Bloquear maniobra de Interruptor AT

5. Trabas - Trabar el/los seccionadores- Retirar completamente el Interruptor MT

6. Tierras - Verificar ausencia de tensión- Colocar tierras portátiles

• OPERACION CONVENCIONAL • OPERACION DCB

7. Delimitar el área de trabajo y colocar carteles indicadores8. Completar libro de seguridad con acciones realizadas

� OK� OK

� OK

� OK

� OK

� OK

� OK� OK


DCB mejora la perfomance de la red?Ciertamente!


Mejorando la perfomance de la red

Intervalomantenimiento

deinterruptores:

1- 6 años

Intervalomantenimiento

de seccionadores

de corte en aire:

3-6 años

Condiciones en el pasado

Intervalomantenimiento de

DCB:15 años

Condiciones en el presente

Cuando los seccionadores convencionales son eliminados, la disponibilidad total aumenta

� La probabilidad que la potencia esté disponible en un cierto puntode la Subestación, por ej. en la barra de MT ó en una salida de línea.

Factores que influyen en la “disponibilidad” de la Subestación- Tasa de fallas de Equipos y Tiempo de reparación.- Tasa de mantenimiento de Equipos y Tiempo de mantenimiento. - Disponibilidad de potencia de ingreso a la Subestación.- Configuración de la Subestation, es decir “esquema de barras”.

Componentes más críticos para la Disponibilidad- Equipos conectados directamente a las barras como los Seccionadores.

Mejoras en su red eléctricaDisponibilidad en la Subestación


SoluciónConvencional

Solución con Disconnecting Circuit Breaker

Indisponibilidaddel campo (horas/año)

2.3


0.7

Indisponibilidadde la barra(horas/año)

0.8


0.7

Mejorando la performance de la red Reducción de pérdidas de servicio con DCB





2.3


0.8


0.8


0.13

Mejorando la performance de la red Reducción de pérdidas de servicio: DCB + disconnecting link





2.3


0.8


0.8


0.00

Mejorando la performance de la red Reducción de pérdidas de servicio: DCB+desconexión con tensión


Seccionador Interruptor SeccionadorTransf.corriente conv.

Ahorro de espacio y dineroEjemplo de eliminación de seccionadores de 420 kV


Espacio libreEspacio libre

Transf.corriente conv.

Ahorro de espacio y dineroEjemplo de eliminación de seccionadores de 420 kV

DCB

Espacio reducido!, Aumento de Disponibilidad!, Disminución de costos!


Disconnecting Circuit Breaker

Digital Optical Current Transducer

Espacio libreEspacio libre

Ahorro de espacio y dineroEjemplo de eliminación de transf. de corriente conv. de 420 kV

DCB


80 m

51.5 m

Ventajas – Requerimientos de espacioComparación, 420 kV - 1½ interruptor

Ahorro de espacio y dineroVisión de conjunto 420 kV - 1½ interruptor

� Ahorro de espacio en aprox. 50%

Configuración Interruptor 1 1/2

160 m

72 m

103 m

60 m

= Disconnecting link,usado en caso de mantenimiento-

o falla del DCB

= DCB

160 m

72 m

103 m

60 m

-


* Disconnecting links for section clearance were used in the calculations

Maintenance outage of line feeder, 400kV 1 1/2 solution

3,20

0,270

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

Conventional DCB

SolutionO

utag

e (h

ours

/yea

r)

Failure outage of line feeder, 400kV 1 1/2 solution

0,09

0,04

00,010,020,030,040,050,060,070,080,090,1

Conventional DCB

Solution

Out

age

(hou

rs/y

ear)

Ahorro de espacio y dineroPerfomance aumentada en 420kV - 1½ Interruptor

DCB provee91% de

disminución de indisponibilidad

pormantenimiento

DCB provee55% de


por fallas

Ahorro de espacio y dineroComparación configuraciones para 132 kV

77 m

54 m

77 m

La solucióncon DCB

permite aúnampliar en

dos camposmás en el

mismo área

50 m50 m50 m

49 m


Doble barra convencional

Simple barra seccionada con DCB

�Ahorro de espacio en aprox. 40%


Maintenance outage of line feeder, 132kV

1,20

3,07

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

Conventional DCB

Solution

Out

age

(hou

rs/y

ear)

Failure outage of line feeder, 132kV

0,13

0,24

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

Conventional DCB

Solution

Out

age

(hou

rs/y

ear)

Ahorro en espacio y dineroPerfomance aumentada en 132 kV

Doble barra convencional

Simple barra seccionada con DCB

DCB provee60% de


pormantenimiento

DCB provee46% de


por fallas


Combinaciónde doble y

simple interruptorcon DCB

SouciónDoble

interruptor

Simple barraseccionada

con DCB

Doblebarra

clásica

Disposición de barras y aparatos de alta confiabilidadReducción de la complejidad de esquemas de maniobras


H Simple barra AnilloBarra

SeccionadaBarra de

TransferenciaDoblebarra

DobleinterruptorH Simple

barra AnilloBarraSeccionada

1½interrup.

1½interrup.

Dobleinterruptor

� La barra de transferencia ya no cumple su función y debe ser eliminada.

� Se dispone de mejores alternativaspara la doble barra.

Disposición de barras y aparatos de alta confiabilidadReducción de la complejidad de esquemas de maniobras


Ejemplos de instalaciones


Referencias mundialesMás de 1100 unidades en 28 países

Argentina AustraliaBelgium

BrazilCanada

DenmarkEstoniaFinland

GermanyHungaryIceland

IranKazakhstanLithuaniaMexicoNigeria

NicaraguaNorwayOman

RomaniaSudan

South AfricaSwedenUganda SpainRussiaChina USA

Poland


Instalaciones en el sur de Suecia


Instalaciones en el sur de Suecia 2005Niveles de tensión desde 72.5 a 420 kV

Repbäcken 420 kV

Vansbro 72.5 kV

Långshyttan 145 kV

Grängesberg 145 kV

Kolsva 145 kV

Kville 72.5 kV

Scanraff 145 kV

Ulricehamn 72.5 kV

Lindome 420 kV

Onsala 145 kV

Ringhals 145 kV

Knäred 145 kV

Åstorp 145 kV

Ekedal 145 kV

Landskrona 145 kV

Kvarnsveden 145 kV

Skärplinge 145 kV

Untra 245 kV

Hallstavik 245 kV

Rissne 145 kV

Odensala 420 kV

Lisselberga 145 kV

Åsbro 72.5 kV

Jönköping 72.5 kV

Ifö 72.5 kV

Hemsjö 400/145 kV

Skånebrännerier 72.5 kV

Dösjebro 145 kV

Tomelilla 72.5 kV

Trelleborg 72.5 kV

La figura muestra el criterio que Svenska Kraftnät(Swedish National Grid) está aplicandoconsiderando la utilización de “manual disconnecting links” (DL) en sus Subestacionesde Doble Interruptor.

DL se comenzó a utilizar desde hace 30 años comouna vía para reemplazar los seccionadoresconvencionales, debido a los problemas queellos causaban en la red.

Disconnecting link (DL) consiste en abrazaderasestandar, sin riesgos de fallas y libres de mantenimiento.

Disconnecting link (DL) muy raramente debendesconectarse, una vez cada 15 años paramantenimiento del DCB (y en caso de falla ~ una vez cada 200 años).

DS = Seccionador CB = Interruptor DL = Disconnecting linkDCB = Disconnecting Circuit Breaker (Interruptor-Seccionador)

Hasta 1979

CB

DS

DS DL

DCB

DF

DF

DCB

DL

2001-

Outgoingbay

DL

CB

DS

1979-2000

CB

DS

DS DS

CB

DL

Outgoingbay

Outgoingbay

Mejoras con DCBCriterio de Svenska Kraftnat


420 kV Double busbar, Line bay

Disconnecting link

EjemploDoble Interruptor – Solución de disponibilidad superior

Un link removible, mediante unaconexión empernada, preparadopara ser “abierto” (desconectado) de una manera simple y rápidaen condiciones desenergizadas.

En menos de una hora el DCB puede ser desconectado del sistema.

Esquemas altamente confiablesDisconnecting Link – ejemplo de reconexión

Se utiliza un hidroelevador

Conductores/abrazadera a ser reconectada


El conductor es colocado en su lugar

Las superficies se deben limpiar y engrasar


Colocado en posición y ajuste fino

Ajustar de los bulones a presión


Disconnecting link

EjemplosMantenimiento en 420 kV, Seguridad aumentada


Disconnecting link


Abrir la línea y los interruptoresde barra adyacentes


Disconnecting link


Bloquear los interruptoresabiertos, y cerrar las cuchillasde tierra motorizadas


Disconnecting link


Colocar las puestas a tierraportátiles



Aflojar y retirar los “link”

Section clearance

Section clearance



Queda el área disponible para“Mantenimiento seguro”. Energizar nuevamente la línea.

Section clearance

Section clearance


Desconexión de Interruptor de Simple Barra Seccionada


Barra en servicio Abrir los DCB de esta barra


Cerrar las cuchillas de PaTmotorizadas


Attach portable Earthing switch

Colocar las PaT portátiles


Desconectar el DL


Abrir las cuchillas de PaTmotorizadas


Poner en servicio la barranuevamente


Abrir los DCB de esta barra


Cerrar las cuchillas de PaTmotorizadas



Desconectar el DL


Abrir las cuchillas de PaTmotorizadas


Poner en servicio la barranuevamente


Idéntico procedimento para reinstalar los DL.

Tiempo total fuera de servicio de cada barra: 2 hr


Ejemplo de Mantenimiento132 kV 1½ Disconnecting Circuit Breaker

Como minimizar el impacto sobre la “disponibilidad” durante mantenimiento

� Disconnecting Link

� Manteniminento de DCB “lado barra”



Disconnecting links


Abrir la línea y los DCB de la barra adyacente



Bloquear los DCB y cerrar lascuchillas PaT motorizadas



Remover los “DL”

Section clearance

Section clearance

Section clearance

Section clearance



Queda una “isla” para el mantenimiento. Poner en servicio la línea nuevamente.


Section clearance

Section clearance


Idéntico procedimiento parainstalar los DL después del mantenimiento del DCB


Maintenance example 2

� Se aumenta la disponibilidad de la Subestación

� Se reducen los requerimientos de espacio

� Se reducen los costos de instalación, operación y mantenimiento

� Se aumenta la seguridad del personal

� Se reduce el impacto al medio ambiente

Mejoras con DCB Resumen

� Reducción general de todos los costos


Summary


� Costo del terreno

� Preparación del terreno

� Aplicando esquemas simples

� Menos ingeniería

� Esquema de protecciónsimplificado

� Rapidez en la Ejecución del proyecto

� Menor tiempo de construcción obras civiles

� Menor tiempo de montaje

� Menor tiempo de ensayos y puesta en servicio

� Menos barras y estructuras soporte

� Sin seccionadores - Menos equipos AT

� Menos fundaciones

� Menos malla de puesta a tierra

� Menos cables primarios

� Menos cables secundarios

� Menos cerco perimetral

� Menos iluminación de playa

� Menos obras civiles

ResumenAhorros en costos directos


� Reducción de pérdidas de energía en la subestación� Cuando los seccionadores son eliminados,

las pérdidas eléctricas se reducen.

� Aumento de la Disponibilidad:� Disminución de los costos del personal de

mantenimiento y salidas de servicio

� Disminución de costos de falla/reparación y salidas de servicio

� Disminución de costos por pérdidas

� Cuando una línea sale de servicio, lasotras líneas deben transportar máscorriente aumentando sus pérdidas I2R

� Aumento de los ingresos mientras la líneapermanece más tiempo en servicio

ResumenAhorros en costos indirectos


� Subestación más segura,

� Cuando los seccionadores son eliminados se disminuye el tiempo de permanencia dentro de la subestación.

� La operación remota de las cuchillas de puesta a tierra provee la mayor seguridad para el personal de mantenimiento.

� Aumento en la Disponibilidad,

� El aumento de la disponibilidad provee un aumento de los ingresos

� La disminución de fallas y salidas de servicio disminuye los costos que se deben pagar porinterrupciones de servicio

� Menor costo total,

� Costos directos (terreno, preparación, material de la subestación, etc.)

� Costos indirectos (menos pérdidas en la red, menos costos de mantenimiento, etc.)

� Ganadores con DCB,

� La sociedad, un mayor suministro de de energía confiable beneficiará a la sociedad y al crecimiento de la región. Menor impacto ambiental.

� Empresas de energía (Aumento de la seguridad. Menores costos de la Subestación. UnaSubestación más confiable. Con mayor Disponibilidad Aumentan los Ingresos. La reducción de fallasreduce las penalidades etc…)

� EPC (Se ganan más proyectos .Ahorros de costos en la preparación de la subestación)

� ABB (Venta de Equipos)

ResumenGanadores con DCB


EDEMSA y DCB

ET GUAYMALLÉN 145 kV - 2006 EDEMSA

Actual

EDEMSA

Combined

Combined

ET GUAYMALLÉN 145 kV - 2006

EDEMSA ET GUAYMALLÉN 145 kV - 2006

EDEMSA

LTB Combined 145

ET TUPUNGATO 145 kV - 2006

EDEMSA ET TUPUNGATO 145 kV - 2006

EDEMSA ET PIP 145 kV - 2008/2011

EDEMSA ET PIP 145 kV - 2008

EDEMSA REFERENCIA

dcb presentación general - 07 mar 2012

Documents

aplicacin en

dcb abb group

granarco y en

apagn en

pasado abb group

thyear abb group

en horreddiseo

falla y