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Electromecánica y Operación Sistema
INSTITUTO POLITÉCNICO
NACIONAL
Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura
Unidad Ticomán
Ciencias de la Tierra
MEMORIA DE EXPERIENCIA PROFESIONAL
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO GEOFISICO
P R E S E N T A:
SALVADOR LEON SANCHEZ
México, D.F. Mayo del 2013
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
AGRADECIMIENTOS
Para mis padres. . . .
Salvador León Pérez y Blanca Sánchez Cano.
 Escucha, hijo mío, la instrucción de tu padre y no abandones la
enseñanza de tú madre.
 Por Dios son ordenados los pasos del hombre.
 Tus manos me hicieron y me formaron.
 Habito con la cordura y tengo la ciencia de los consejos.
 El principio de la sabiduría es el temor de Dios; los insensatos
desprecian la sabiduría y la enseñanza.
 Así son las sendas de todo el que es dado a la lucha, la cual da
gratitud a la vida de todos sus poseedores.
Mi completa gratitud a todas las personas, que de alguna manera
pusieron un grano de arena para que yo como persona pueda
fomentar mis conocimientos y diferentes actividades profesionales y
un amplio agradecimiento de todo corazón a mis maestros,
compañeros, amigos y familiares; mis mejores deseos y bienestar que
tengan en la vida, que Dios los acompañe.
Gracias hermanos:
Nancy y Juan M. León Sánchez.
Gracias Ana por tus oraciones
Gracias Dr. Enrique Coconi
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
INDICE
INTRODUCCION………………………………………………………………………………………….…1
OBJETIVO……………………………………………………………..…………………………..….….…..2
1. NOMENCLATURA……………………………………………………………………………….……..4
1.1. DESCRIPCION DE NOMENCLATURA………………………………………….……..……..5
1.2. NOMENCLATURA DE SUBESTACIONES…………………………………………….…..…6
1.3. NOMENCLATURA DE INTERRUPTORES…………………………………………….……..8
1.3.1. NOMENCLATURA CON ABREVIATURA (INT´s.)…………………………………….8
1.4. NOMENCLATURA DE CUCHILLAS…………………………………………………….………8
1.4.1. NOMENCLATURA CON ABREVIATURA (CUCHILLAS)……………..…………….8
1.3.2. NOMENCLATURA CON LOGOTIPO (INT´s.)…………………………………………..9
1.4.2. NOMENCLATURA CON LOGOTIPO (CUCHILLAS)………………………..………..9
1.5. NOMENCLATURA DE VOLTAJES PARA INTERRUPTORES Y CUCHILLAS….9
1.5.1. EJEMPLO DE LA NOMENCLATURA DE LOS INTERRUPTORES……..……….10
1.5.2. EJEMPLO DE LA NOMENCLATURA DE LAS CUCHILLAS……………..………..10
1.5.3. CLASIFICACION DE LAS CUCHILLAS…………………………………………………….10
1.6. NOMENCLATURA DE TRANSFORMADORES, BANCOS DE TIERRA Y
SERVICIO DE ESTACION………………………………………………………………………….……11
1.6.1. NOMENCLATURA DE TRANSFORMADORES LOGOTIPO……………………14
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
1.7. NOMENCLATURA DE VOLTAJE PARA TRANSFORMADORES……………….14
1.7.1. EJEMPLO DE NOMENCLATURA DE TRANSFORMADORES………………..15
1.8. NOMENCLATURA DE LINEAS DE TRANSMISION…………………………………15
1.9. NOMENCLATURA DE BARRAS O BUSES……………………………………………..15
1.10. NOMENCLATURA DE ALIMENTADORES……………………………………………16
1.11. NOMENCLATURA DE BANCOS DE CAPACITORES………………………………16
1.12. NOMENCLATURA EN UN DIAGRAMA UNIFILAR……………………………….17
2. INTERRUPTORES…………………………………………………………………………………..18
2.1. FUNCION DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA……………………………………….19
2.2. CAMARA DE EXTINCION DEL ARCO ELECTRICO………………………………….19
2.3. CLASIFICACION DE LOS INTERRUPTORES…………………………………………..21
2.3.1. INTERRUPTORES EN HEXAFLORURO DE AZUFRE…………………………….21
2.3.2. INTERRUPTOR AEG………………………………………………………………………..23
2.3.3. INTERRUPTOR EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE………………………………24
2.3.4. INTERRUPTOR DE SOPLO DE AIRE………………………………………………….25
2.3.5. INTERRUPTOR EN VACIO……………………………………………………………….26
2.3.6. INTERRUPTOR EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE……………………….31
2.4. MECANISMO DE OPERACIÓN Y SEÑALES INDICADORAS…………………..34
2.4.1. MECANISMO HIDRAULICO…………………………………………………………….34
2.4.2. MECANISMO NEUMATICO…………………………………………………………….34
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
2.4.3. MECANISMO DE ENERGIA ALMACENADA……………………………………….35
2.4.4. OPERACIÓN Y PRECAUCIONES………………………………………………………..35
2.5. SISTEMA DE MANDO CON LAMPARA ROJA Y VERDE…………..…………….37
2.6. SISTEMA DE MANDO CON LAMPARA NORMALMENTE APAGADA…...38
3. CUCHILLAS……………………………………………………………………………………………40
3.1. FUNCION DE CUCHILLAS…………………………………………………………………….41
3.2. COMPONENTES DE UNA CUCHILLA……………………………………………………41
3.3. CLASIFICACION DE LAS CUCHILLAS…………………………………………………….42
3.4. OPERACIÓN DE LAS CUCHILLAS…………………………………………………………44
3.5. CUCHILLAS FUSIBLES…………………………………………………………………………45
4. TRANSFORMADORES……………………………………………………………………………46
4.1. PRINCIPIO DE OPERACIÓN…………………………………………………………………47
4.1.1. POR SU FUNCION……………………………………………………………………………47
4.1.2. POR SU REGULACION……………………………………………………………………..47
4.1.3. POR SU CONEXIÓN…………………………………………………………………………48
4.1.4. POR SU NÚMERO DE FASES…………………………………………………………….48
4.1.5. POR EL MEDIO REFRIGERANTE……………………………………………………….49
4.1.6. POR SU REFRIGERACION………………………………………………………………..49
4.1.7. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO (DIAGRAMA)…………………..55
4.1.8. OPERACIÓN EN PARALELO DEL TRANSFORMADOR…………………………56
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
4.1.9. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO DESCRIPCION………………….59
4.2. ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN TRANSFORMADOR……………………61
4.3. MEDICIONES EN EL TRANSFORMADOR………………………………………………63
4.4. PROTECCIONES………………………………………………………………………………….64
4.5. ALARMAS………………………………………………………………………………………….65
4.6. CARGA NOMINAL………………………………………………………………………………65
4.7. PRUEBAS Y VALORES DE NORMA PARA LA PUESTA EN SERVICIO DEL
TRANSFORMADOR…………………………………………………………………………….65
4.7.1. RESISTENCIA DE AISLAMIENTO……………………………………………………….65
4.7.2. FACTOR DE POTENCIA…………………………………………………………………….66
4.7.3. RELACION DE TRANSFORMACION…………………………………………………..66
4.7.4. RIGIDEZ DIELECTRICA AL ACEITE……………………………………………………..66
4.7.5. DETECCION DE FALLAS EN TRANSFORMADORES POR ANALISIS DE
CROMATOGRAFIA DE GASES………………………………………………….……….67
4.7.6. METODO DE LA CSUS……………………………………………………………………..68
5. CAPACITORES……………………………………………………………………………………….69
5.1. DEFINICION……………………………………………………………………………………….70
5.2. FUNCION DEL CAPACITOR EN LAS SUBESTACIONES………….………………70
5.3. COMPORTAMIENTO………………………………………………………………………….71
5.4. BANCO DE CAPACITORES…………………………………………………………………..73
SUBESTACIONES
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5.5. PROTECCIONES DEL BANCO DE CAPACITORES……………………………………75
6. SISTEMA CONTRA INCENDIO………………………………………………………………..76
6.1. TEORIA DEL FUEGO……………………………………………………………………………77
6.2. PROPIEDADES PELIGROSAS DE LOS COMBUSTIBLES……………….………..78
6.3. FUENTES DE IGNICION…………………………………………………………………..….78
6.4. EXTINCION DE INCENDIOS…………………………………………………………………79
6.5. CLASIFICACION DEL FUEGO……………………………………………………………….80
6.6. OPERACIÓN DEL EXTINTOR……………………………………………………………….81
6.7. SISTEMA CONTRA INCENDIO EN SUBESTACIONES……………………………..81
6.8. OPERACIÓN DEL SISTEMA CONTRA INCENDIO…………………………………..89
7. CONSOLAS DE BOMBEO……………………………………………………………………….94
7.1. DESCRIPCION DE LAS ESTACIONES DE BOMBEO EN LAS SUBESTACONES
DE 85KV Y 230KV……………………………………………………….……………………..95
7.2. UN SISTEMA DE CONTROL DE ACEITE………………………………………………..95
7.3. UN SISTEMA DE NITROGENO…………………………………………………………….97
7.4. TABLERO DE CONTROL DE LA ESTACION DE BOMBEO………..…………….99
7.5. FUNCIONAMIENTO HIDRAULICO DE LAS CONSOLAS DE BOMBEO
DEL CABLE DE 230KV……………………………………………………………………….105
7.6. MANIOBRAS EN DISTURBIO……………………………………………………………110
7.7. MANIOBRAS ESPECIALES………………………………………………………………..112
SUBESTACIONES
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7.8. BOMBEO MANUAL DE ACEITE EN CABLES PRESURIZADOS………….….112
8. SERVICIO DE ESTACION………………………………………………………………………116
8.1. DEFINICION…………………………………………………………………………………....117
8.2. CUCHILLAS FUSIBLES……………………………………………………………………….118
8.3. TRANSFORMADORES………………………………………………………………………119
8.4. APARATOS DE MEDICION…………………………………………………………..…..119
8.5. BARRAS DE C.A. Y C.D………………………………………………………………..……120
8.6. CARGADOR – RECTIFICADOR……………………………………………………..……121
8.7. TABLEROS……………………………………………………………………………………….122
8.8. OPERACIÓN DE LA TRANSFERENCIA AUTOMATICA……………………..….123
8.9. DESACOPLAMIENTO Y ACOPLAMIENTO DE LOS INTERRUPTORES
DEL SERVICIO DE ESTACION……………………………………………………………..125
8.10. BATERIAS………………………………………………………………………………………125
8.11. EQUIPO DE TRANSFERENCIA AUTOMATICA…………………………………..131
8.12. OPERACIONES Y MANIOBRAS………………………………………………………..132
8.13. SEÑALIZACION DE INTERRUPTORES CON LAMPARA ROJA Y VERDE.134
9. PROTECCIONES…………………………………………………………………………………..137
9.1. DEFINICION DE PROTECCIONES……………………………………………………….138
9.2. PROTECCION DIFERENCIAL (87)……………………………………………………….152
9.3. PROTECCION BUCHHOLZ (63)………………………………………………………….159
SUBESTACIONES
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9.4. PROTECCION DE SOBRECARGA (51)…………………………………………………160
9.5. PROTECCION DIRECCIONAL (67)………………………………………………………165
9.6. PROTECCION DE DISTANCIA (21)……………………………………………………..166
9.7. PROTECCION DE BAJA FRECUENCIA (81)………………………………………….167
9.8. ACCIONES A SEGUIR CUANDO OPERA UNA PROTECCION………………..168
9.9. RELEVADORES MICROPROCESADOS………………………………………………..169
10. INTERPRETACION DE DIAGRAMAS UNIFILARES…………………………………173
10.1. ARREGLOS PORALTA TENSION (400, 230 Y 85KV)…………………………..173
10.2. INTERRUPTOR Y MEDIO…………………………………………………………………174
10.3. DOBLE BARRA CON INTERRUPTOR DE AMARRE…………………………….175
10.4. BARRA SENCILLA CON CUCHILLA DE ENLACE………………………………….176
11. MANIOBRAS…………………………………………………………………………………….177
11.1. DOBLE BARRA CON INTERRUPTOR DE AMARRE…………………………….178
11.2. ANILLO (DOBLE ANILLO)………………………………………………………………..183
11.3. DOBLE INTERRUPTOR…………………………………………………………………….187
11.4. BUS SECCIONADO………………………………………………………………………….190
11.5. DOBLE BARRA CON BARRA DE TRANSFERENCIA…………………………….202
11.6. BARRA SENCILLA CON CUCHILLA DE ENLACE………………………………….208
12. EL TELECONTROL………………………………………………………………………………210
12.1. JUSTIFICACION DEL TELECONTROL…………………………………………………211
SUBESTACIONES
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12.2. TELECONTROL……………………………………………………………………………….211
12.3. TELEMEDICION………………………………………………………………………………211
12.4. SEÑALIZACION……………………………………………………………………………….212
12.5. INTERFAZ HOMBRE – MAQUINA……………………………………………………214
12.6. REGLAMENTO DE ACTIVIDADES EN S.E´s TELECONTROLADAS….…..214
12.7. INSPECCION DE RUTINA EN S.E´s TELECONTROLADAS……………………215
12.8. UTR Y UTRD…………………………………………………………………………………..224
12.8.1. CONCEPTO………………………………………………………………………………….224
12.8.2. FUNCIONAMIENTO…………………………………………………………………….225
12.8.3. DIFERENCIAS ENTRE LA UTR Y LA UTRD………………………………………225
12.9. SISTEMA REALFLEX V.4 20CI…………………………………………………………..225
12.9.1. MENU PRINCIPAL……………………………………………………………………….226
12.9.2. OPERACIÓN DEL EQUIPO…………………………………………………………….234
12.9.3. COLOCACION DE TARJETAS DE CONTROL Y/O INFORMACION…...235
12.9.4. RECONOCIMIENTO DE EVENTOS…………………………………………………238
CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………..239
CURRICULA………………………………………………………………………………..241
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
RESUMEN
El estudio de la energía eléctrica en la Republica Mexicana, está
basada en aplicar correctamente los procedimientos y normas de
trabajo de cada área.
Se tiene el conocimiento de identificar toda nomenclatura que se
encuentra en el equipo y la manipulación de interruptores, cuchillas,
transformadores, capacitores, consolas de bombeo, sistema contra
incendio, servicio de estación, protecciones y sobre todo el
telecontrol.
Así con toda esta información se puede trabajar en los diferentes
tipos de arreglos y voltajes.
Al realizar maniobras donde hay suministro de energía e
interrupción del mismo, se tiene el contacto de diferentes equipos ya
mencionados y manejamos voltajes de 400kv, 230kv, 85kv y 23kv.
Se cuenta con la capacidad para ubicar mentalmente el equipo en
que nos encontremos y realizar las maniobras convenientes para
aislar la falla o el problema en que se encuentra.
En el telecontrol se ubica el equipo atraves de la computadora
donde desde ahí se opera y supervisa sin falla alguna el control,
señalización y protección del equipo electromecánico instalado en las
diferentes subestaciones de potencia tele controladas.
SUBESTACIONES
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SUMMARY
The study of electricity in the Mexico, is based on applying the
correct procedures and work standards for each area.
We have the knowledge to identify all nomenclature that exist on
the equipment and handling of switches, blades, transformers,
capacitor, pumping consoles, fire systems, service station, protection
and especially the remote.
So with all this information you can work on the different kinds of
arrangements and voltages.
When maneuvering where energy supply and interruption, you
have the contact mentioned different teams and handle voltages of
400kv, 230kv, 85kv and 23kv.
It has the ability to mentally place the computer on which we meet
and perform appropriate maneuvers to isolate the fault or problem
that you are.
In the remote equipment is located through the computer where
from there it operates and monitors flawlessly control, signaling and
protection of electromechanical equipment installed at different
power substations tele controlled.
SUBESTACIONES
Electromecánica y Operación Sistema
INTRODUCCION
La empresa luz y fuerza del centro es la encargada del suministro de energía
eléctrica a la parte central del territorio nacional. Esto representa atender a la
ciudad más grande del mundo, nuestra capital, la ciudad de México, la cual
continuamente cambia, se transforma, crece y exige servicios cada vez más
eficientes y competitivos.
La extensión de la ciudad de México y las condiciones económicas del país han
provocado que la complejidad del sistema central sea cada vez mayor, y en él
coexistan varias generaciones de equipo y criterios eléctricos.
El personal involucrado en los procesos operativos debe estar familiarizado con
una gran variedad de arreglos y tipos de equipo, debe conocer sus características y
los procedimientos adecuados para su correcto manejo, con el fin de no afectar el
desempeño general del sistema.
Debido a los adelantos que se tienen en la operación de subestaciones de potencia
se tienen a la necesidad de que estas se pudieran operar a control (P.O.C.), por tal
motivo desde hace más de dos décadas se instalo el telecontrol en diferentes
subestaciones, creando puestos y bases para operadores de respaldo.
Dichos operadores atenderían un promedio de siete subestaciones recibiendo
instrucciones directas del Centro de Operación y Control.
Para cumplir con ello se incorpora continuamente equipo de vanguardia
tecnológica que permite brindar a nuestros clientes el mejor servicio posible. Es por
eso que nuestro Departamento de Subestaciones, pone en servicio subestaciones de
distribución tele controladas y encapsuladas con un aislamiento de gas,
hexafloruro de azufre (SF6) a presión controladas y supervisadas por medio de
unidades de computo (PC).
SUBESTACIONES
Página 1
Electromecánica y Operación Sistema
OBJETIVO
Aplicar correctamente los procedimientos y normas de trabajo en la planeación
y coordinación, supervisión y ejecución de maniobras.
Así como identificar las condiciones del equipo que guardan en el momento.
Ubicar mentalmente el arreglo correspondiente y sus condiciones particulares
en cada Subestación.
Establecer las diferentes rutas para atacar el problema y realizar la mejor
elección.
EN TELECONTROL: Reconocerán, distinguirán, mostraran el estado del equipo
instalado en Subestaciones tele controladas y su manipulación respectiva.
CONSOLAS DE BOMBEO: Operarán, supervisarán y realizarán reportes de las
diferentes consolas de bombeo instaladas en las Subestaciones de Potencia.
SISTEMA CONTRA INCENDIO: Manipularán e interpretarán los componentes
del sistema contra incendio instaladas en las diferentes Subestaciones de
Potencia del Sistema Eléctrico Central.
INTERRUPTORES Y CUCHILLAS: Reconocerán, reafirmarán y operarán sin falla
alguna los distintos interruptores y cuchillas instaladas en las Subestaciones de
Potencia, convencionales y tele controladas del Sistema Eléctrico Central.
TRANSFORMADOR DE POTENCIA: Definirán, reafirmarán, reportarán y
manipularán sin falla alguna los elementos que constituyen a los
transformadores de potencia instalados en las diferentes Subestaciones
convencionales y tele controladas del Sistema Eléctrico Central.
SERVICIO DE ESTACION: Reconocerán, reafirmarán y manipularán los distintos
componentes del servicio de estación en las Subestaciones convencionales y
tele controladas del Sistema Eléctrico Central.
SUBESTACIONES
Página 2
Electromecánica y Operación Sistema
COMPENSADORES: Manipularán los distintos equipos compensadores
instalados en las Subestaciones convencionales y tele controladas del Sistema
Eléctrico Central.
PROTECCIONES: Reconocerán, interpretarán y manipularán sin falla alguna los
distintos relevadores instalados en los equipos de las Subestaciones de Potencia
Convencionales y Tele controladas del Sistema Eléctrico Central.
COMUNICACIÓN: Reconocerán y utilizarán los medios de comunicación
empleados en el área del Sistema Eléctrico Central.
UTR Y UTRD: Se podrá explicar le relación de las UTR’s con el equipo que
conforma una Subestación Tele controlada. Además, describirán también la
diferencia entre ambas UTR’s.
SISTEMA REALFLEX V.4.20CI: Se podrá manipular eficientemente el sistema de
aplicación RealFlex V.4.20CI.
SUBESTACIONES
Página 3
Electromecánica y Operación Sistema
NOMENCLATURA
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
1.11
1.12
SUBESTACIONES
Nomenclatura
Nomenclatura de Subestaciones
Nomenclatura de interruptores
Nomenclatura de cuchillas
Nomenclatura de voltajes para interruptores y cuchillas
Nomenclatura de transformadores
Nomenclatura de voltajes para transformadores
Nomenclatura de líneas de transmisión
Nomenclatura para las barras o buses
Nomenclatura de los alimentadores
Nomenclatura de los bancos de capacitores
Nomenclatura en un diagrama unifilar
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Electromecánica y Operación Sistema
1.1 DESCRIPCION DE NOMENCLATURA:
Sinónimo de lista. Relación de nombres de personas o cosas.
Es importante que el personal de subestaciones conozca la nomenclatura del
equipo, ya que esto permitirá reconocer los puntos de referencia en caso de
mantenimiento u operación del equipo.
Para formar una nomenclatura se utiliza en número NOM (Norma Oficial
Mexicana), la cual asigna un número a un equipo eléctrico de acuerdo a su
función, en combinación con las normas de LyF tales como las siglas del nombre
de la subestación, voltaje de operación de la subestación, etc.
Esta nomenclatura es proporcionada por Operación Sistema y Operación Redes
de Distribución y es descriptiva de algún equipo. Es utilizado por el personal
operativo y en base a la referencia de estas se dan informes de sus condiciones
y se reciben instrucciones para su operación.
La nomenclatura debe estar sobre los conmutadores de control, tableros de
protección y en el exterior de los gabinetes auxiliares y de control de los
equipos tales como cuchillas, interruptores, transformadores, etc.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
1.2 NOMENCLATURA DE SUBESTACIONES.
Nomen
.
ACC
ACN
AGV
AGU
ANS
ARA
ATI
AUR
AUM
AYO
AZC
ATK
BAR
BRN
BOS
CHE
CAR
CPM
CEI
CAH
CRG
CHA
CPG
COA
CGT
CDS
CTD
CRS
COY
CYO
CRU
CJM
CMC
CTT
ECA
EVD
ESR
ETR
FNL
FIS
FMC
FUM
GYO
GUA
HTC
INN
IDN
INM
ISC
Nombre de subestación
Aceros Corsa
Aceros Nacionales
Agua Viva
Águilas
Andrés (San)
Aragón
Atizapan
Aurora
Autometales
Ayotla
Azcapotzalco
Azteca
Barrientos
Bernabe (San)
Bosques
Campos Hermanos
Careaga
Cartón y Papel de México
Ceilán
Cementos Anáhuac
Cerro Gordo
Chalco
Chapingo
Coapa
Colgate Palmolive
Condesa
Contadero
Contreras
Coyoacán
Coyotepec
Cruz (Santa)
Cuajimalpa
Cuauhtémoc
Cuautitlan
Ecatepec
El Vidrio
Esmeralda
Estrella (STC Metro)
Ferrocarriles Nacionales Lechería
Fibras Sintéticas S. A.
Ford Motor Company
Fundidora México
Good Year Oxo (Cía. Hulera)
Guadalupe
Huasteca
Indianilla
Industria Defensa Nacional
Industria Militar
Industria San Cristóbal
SUBESTACIONES
Nomen
.
Nombre de la Subestación
JAM
KCR
KCD
LAQ
LAZ
LEC
LDM
LOM
MAD
MAG
MER
MZA
MOD
MOS
NAR
NAU
NET
NON
OCE
ODB
OLI
PAZ
PNT
PSR
PDC
PAT
PEX
PXA
PEW
PEN
PEV
PCC
REF
REM
RES
SNG
TAC
TYA
TAX
TEH
VAE
VDM
VAJ
VRN
VER
VIC
VLR
VPM
VDF
Jamaica
Kilometro Cero
Kilometro Cuarenta y Dos
La Quebrada
Lázaro (San)
Lechería
Linde de México
Loma
Madero
Magdalena
Merced
Moctezuma
Modelo
Morales
Narvarte
Naucalpan
Netzahualcoyotl
Nonoalco
Oceania
Odón de Buen
Olivar
La Paz
Pantitlan
Papelera San Rafael
Paso de Cortes
Patera
Pemex
Pemex Azcapotzalco
Penwalt
Pensador
Peralvillo
Puesto de Control Central (Metro)
Reforma
Remedios
Reyes
San Ángel
Tacuba
Tacubaya
Taxqueña
Tecamachalco
Valle de México 230 kv
Valle de México 85 kv
Vallejo
Verónica
Vertiz
Victoria
Vidriera los Reyes
Vidrio Plano de México
Villa de las Flores
Página 6
Electromecánica y Operación Sistema
NOMENCLATURA DE INTERRUPTORES Y CUCHILLAS
Anteriormente se asignaba un nombre completo a los alimentadores en base a
la colonia en que distribuían o en base a alguna avenida por donde pasara el
ramal principal. Como ejemplo podemos mencionar al Alimentador - Potrero de
la subestación Insurgentes.
Para hacer referencia a su interruptor se dice: Interruptor del Alimentador
Potrero, para sus cuchillas: cuchillas “B” o “S” del Alimentador - Potrero (según
corresponda).
En cuanto a líneas, tenemos la Gordo 1 (de SE. Cerro Gordo a SE. Insurgentes, y
para su equipo tenemos: para el interruptor, Interruptor de la Línea de 85kv
Gordo 1; para sus cuchillas: Cuchillas “B1”, “B2” o “S” de la Línea de 85kv Gordo
1 (según corresponda).
Actualmente, al entrar el Sistema de Información y Control en Tiempo Real
(SICTRE), se inicia una reasignación de nomenclatura en base a los voltajes y
funcionamientos. Así tenemos que para las subestaciones convencionales se
asignan los siguientes números:
Interruptores
Voltaje
SUBESTACIONES
Cuchillas
Número Norma Número Norma
NOM
LyF
NOM
LyF
23 kv
52
52
89
92
85 kv
52
58
89
98
150 kv
52
51
89
91
230 kv
52
53
89
93
400 kv
52
54
89
94
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Electromecánica y Operación Sistema
1.3 INTERRUPTORES: En la columna de “Norma - LyF” el primer número (5) se
le asigna a todos los interruptores, y el segundo número se le atribuye
dependiendo de la tensión que maneje.
1.4 CUCHILLAS: En la columna de “Norma - LyF” el primer número (9) se le
asigna a todas las cuchillas, y el segundo número se le atribuye en base a la
tensión que maneje.
1.3.1 NOMENCLATURA DE INTERRUPTORES
Alimentador
1.4.1 NOMENCLATURA DE CUCHUILLAS
Cuchillas
Cuchillas de enlace.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
1.3.2 NOMENCLATURA DE INTERRUPTORES
5
INTERRUPTOR
1.4.2 NOMENCLATURA DE CUCHILLAS
9
CUCHILLAS
1.5 NOMENCLATURA DE VOLTAJES PARA INTERRUPTORES Y CUCHILLAS
INTERRUPTORES Y CUCHILLAS
VOLTAJES
SUBESTACIONES
NOMENCLATURA
400 Kv.
4
230 Kv.
3
85 Kv.
8
23 Kv.
2
6 Kv.
6
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Electromecánica y Operación Sistema
1.5.1 EJEMPLO DE LA NOMENCLATURA DE LOS INTERRUPTORES
NOMENCLATURA DE INTERRUPTORES
56
52
58
53
54
INTERRUPTOR DE 6KV.
INTERRUPTOR DE 23 KV.
INTERRUPTOR DE 85 KV.
INTERRUPTOR DE 230 KV.
INTERRUPTOR DE 400 KV.
1.5.2 EJEMPLO DE LA NOMENCLATURA DE LAS CUCHILLAS
NOMENCLATURA DE LAS CUCHILLAS
96
92
98
93
94
CUCHILLAS DE 6KV.
CUCHILLAS DE 23 KV.
CUCHILLAS DE 85 KV.
CUCHILLAS DE 230 KV.
CUCHILLAS DE 400 KV.
1.5.3 CLASIFICACION DE LAS CUCHILLAS
De acuerdo a su ubicación y conexión, a las cuchillas se les agrega una letra que
sirve para identificarlas.
92S
CUCHILLA DE 23 KV. DE SALIDA
SU UBICACIÓN ES ENTRE EL INTERRUPTOR Y EL EQUIPO EN SERVICIO
CUCHILLA DE 23 KV. “B”
92B
SU UBICACIÓN ES ENTRE EL INTERRUPTOR Y LA BARRA “B”
CUCHILLA DE 23 KV. “A”
92A
SU UBICACIÓN ES ENTRE EL INTERRUPTOR Y LA BARRA “A”
CUCHILLA DE 23 KV. “Y”
92Y
SUBESTACIONES
SU UBICACIÓN ES ENTRE EL EQUIPO Y LA BARRA AUXILIAR
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Electromecánica y Operación Sistema
1.6 NOMENCLATURA DE LOS TRANSFORMADORES, BANCOS DE TIERRA Y
SERVICIO DE ESTACION
Operación Sistema da la nomenclatura para transformadores en base a la
siguiente tabla.
Tipo de
Tensión (kv)
Terciario
Banco
Alta
Baja
(kv)
T421
400
230
10.5
T411
400
150
10.5
T221
230
23
10.5
T28
230
85
T82
85
23
T222
230
23
23
T121
150
23
10.5
T86
85
6
T82T
85
B. de T.
T20
23
0.220
T80
85
0.220
23
Para el ordenamiento de los bancos de potencia con las mismas características,
que estén en una misma subestación, se agrega al final del código una letra y/o
un número.
SUBESTACIONES
Página 11
Electromecánica y Operación Sistema
En los bancos monofásicos existe una unidad disponible para sustituir a
cualquier banco, y se le identifica con la nomenclatura establecida para bancos
agregándole una “X” al final.
Si se tiene más de un transformador extra, se indicará el banco al que
está asignado.
Para los transformadores del servicio de estación, la nomenclatura es asignada
de la siguiente forma:
Se utiliza una letra “R” para indicar que el Servicio de Estación está conectado a
un regreso de potencial de un alimentador de distribución.
SUBESTACIONES
Página 12
Electromecánica y Operación Sistema
REACTORES
En las subestaciones se cuenta básicamente con dos tipos de reactores, los de
línea y los de terciario de banco, y su nomenclatura se asigna de la siguiente
manera.
REGULADORES DE VOLTAJE
Los reguladores instalados que operan con tensiones de 23kv tienen una
nomenclatura como la que se muestra en el siguiente ejemplo, mientras que los
reguladores operan con tensiones de 6kv, toman el nombre del alimentador
correspondiente. Así, para el alimentador “Potrero” de 6kv en la subestación
Insurgentes, tenemos su regulador con la nomenclatura “Potrero”.
SUBESTACIONES
Página 13
Electromecánica y Operación Sistema
Para los transformadores de los generadores la nomenclatura se toma de
acuerdo a la siguiente tabla.
Banco
Tensión (kv)
Alta
Baja
T84
85
4.4
T81
85
13.8
T82
85
23
T42
400
20
T22
230
20
1.6.1 NOMENCLATURA DE TRANSFORMADORES
TT
TRANSFORMADOR
T
1.7
NOMENCLATURA DE VOLTAJE PARA TRANSFORMADORES
VOLTAJES
400 Kv.
230 Kv.
4
2
85 Kv.
8
23 Kv.
2
6 Kv.
6
220 V.
SUBESTACIONES
NOMENCLATURA
0
Página 14
Electromecánica y Operación Sistema
1.7.1 EJEMPLO DE NOMENCLATURA PARA TRANSFORMADORES
NOMENCLATURA
T82
TRANSFORMADOR DE 85 A 23 KV.
T86
TRANSFORMADOR DE 85 A 6 KV.
T221
TRANSFORMADOR DE 230 A 23 KV.
T28
TRANSFORMADOR DE 230 A 85 KV
T421
TRANSFORMADOR DE 400 A 23 KV.
T20
TRANSFORMADOR DE 23 KV. A 220 V.
T80
TRANSFORMADOR DE 85 KV. A 220 V.
1.8 NOMENCLATURA DE LINEAS DE TRANSMISION
Para las líneas de transmisión y los cables de potencia, la nomenclatura se
forma utilizando cuatro letras y de ser más de una con el mismo nombre se les
agrega un número para diferenciarlas.
LINEA AURORA 1
AURO1
LINEA TAXQUEÑA
TAXQ
LINEA NETZAHUALCOYOTL 1
NEZA 1
LINEA NETZAHUALCOYOTL 2
NEZA 2
1.9 NOMENCLATURA DE BARRAS O BUSES
Para las barras la nomenclatura inicia precisamente con la palabra BARRAS
enseguida de una letra o número y la tensión a la que estan conectadas.
BARRAS “A” DE 400 KV.
BARRAS “B” DE 400 KV.
BARRAS “1” DE 230 KV.
BARRAS “2” DE 230 KV.
SUBESTACIONES
Página 15
Electromecánica y Operación Sistema
1.10 NOMENCLATURA DE ALIMENTADORES
Para la nomenclatura de los alimentadores utilizaremos las siglas de la
subestación, seguidas de dos digitos el primero de la tensión que maneja y el
segundo del número de circuito al que te refieres
OLI 21
SUBESTACION EL OLIVAR ALIMENTADOR DE 23 KV. CIRCUITO 1
TAX 23
SUBESTACION TAXQUEÑA ALIMENTADOR DE 23 KV. CIRCUITO 3
INN 24
SUBESTACION INDIANILLA ALIMENTADOR DE 23 KV. CIRCUITO 4
NAR 22
SUBESTACION NARVARTE ALIMENTADOR DE 23 KV. CIRCUITO 2
1.11 NOMENCLATURA DE BANCOS DE CAPACITORES
Para la nomenclatura de los bancos de capacitores se utiliza la letra “K”,
seguidas de dos digitos el primero de la tensión que maneja y el segundo del
número del banco con el que esta conectado.
K 21
BANCO DE CAPACITORES DE 23 KV. CONECTADO AL BANCO A
K 23
BANCO DE CAPACITORES DE 23 KV. CONECTADO AL BANCO C
K 24
BANCO DE CAPACITORES DE 23 KV. CONECTADO AL BANCO D
K 22
BANCO DE CAPACITORES DE 23 KV. CONECTADO AL BANCO B
ENLACES
Interruptores de enlace.
Interruptor de enlace entre dos líneas (AURORA 1 y CAPITAL 2):
SUBESTACIONES
Página 16
Electromecánica y Operación Sistema
Interruptor de enlace entre una línea y un banco (CRUZ 1 y el banco T 421 A).
1.12 NOMENCLATURA EN UN DIAGRAMA UNIFILAR
TAXQ 1
98S TAXQ 1
58 TAXQ 1
98A TAXQ 1
98B TAXQ 1
BARRAS “A” DE 85 KV.
BARRAS “B” DE 85 KV.
98A T82 A
98B T82 A
58 T82 A
T82 A
92S T82 A
52 T82 A
SUBESTACIONES
Página 17
Electromecánica y Operación Sistema
INTERRUPTORES
2.1 Función del Interruptor de potencia
2.2 Cámara de Extinción del Arco Eléctrico
2.3 Clasificación de los Interruptores
2.4 Mecanismos de Operación y señales indicadoras
2.5 Sistemas de mando, lámpara roja y lámpara verde
2.6 Sistema de mando con lámpara Normalmente Apagada
SUBESTACIONES
Página 18
Electromecánica y Operación Sistema
2.1
FUNCIÓN DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA.
Uno de los elementos más importantes en una subestación eléctrica, junto con
el transformador de potencia es el interruptor. Este elemento es un dispositivo
destinado al cierre y apertura de circuitos eléctricos, bajo condiciones de carga
o de corto circuito. Este dispositivo sirve para insertar o retirar de cualquier
circuito eléctrico energizado, máquinas generadoras, transformadores de
potencia, líneas de transmisión, alimentadores, etcétera.
El correcto funcionamiento de los interruptores determina la confiabilidad que
se puede tener del sistema eléctrico de potencia. Es por esto, que el personal
operativo de subestaciones debe estar plenamente familiarizado con la
operación de los distintos tipos de interruptores de potencia.
Para que podamos hacer un análisis adecuado del interruptor, lo dividiremos en
dos partes fundamentales que serán: Las cámaras de extinción del arco eléctrico y
el mecanismo de operación de contactos móviles, además haremos un estudio de
los dispositivos de control más comunes empleados en subestaciones.
2.2 CAMARA DE EXTINCION DEL ARCO ELECTRICO
Es la parte primordial de cualquier interruptor
eléctrico, en donde, al abrir los contactos se
transforma en calor la energía que fluye por el
circuito.
Cuando se trata de abrir un circuito en condiciones
normales de carga o bajo condiciones de falla, entre
dos contactos que se separan, aparece un arco
eléctrico que mantiene la continuidad del circuito y
permite que siga circulando corriente eléctrica a
través de él. El arco eléctrico desprende calor, por lo
que produce calentamientos y oxidación en los
contactos, lo que da como resultado una gran
resistencia de contacto y disipación de calor y con el
tiempo viene el deterioro del interruptor.
SUBESTACIONES
CORRIENTE
CONTACTO
MOVIL
CONTACTO
FIJO
Página 19
Electromecánica y Operación Sistema
CORRIENTE
CONTACTO
MOVIL
ARCO
ELECTRICO
CONTACTO
FIJO
Los contactos de estos aparatos son de aleaciones
que ofrecen la menor resistencia posible al paso de
la corriente, por lo tanto es muy importante la
extinción del arco en el menor tiempo posible.
Cuando se inicia la separación de los contactos
aparece el arco eléctrico constituido por electrones
que originan alta temperatura (2,500-10,000 C),
esto hace que el elemento extintor del arco
eléctrico que puede ser aceite, aire, gas hexafloruro
de azufre o vacío, se ionice, es decir, adquiera carga
y se comporte como conductor, y se gasifique
originando una sobrepresión súbita.
Para extinguir el arco eléctrico se debe eliminar cada uno de los efectos
producidos por el mismo. Esto es aprovechando el paso de la onda de corriente
por cero y una alta velocidad de separación en los contactos, la sobrepresión
producida por la gasificación origina un movimiento del medio de extinción que es
aprovechado para desplazar los iones, enfriar el arco eléctrico y alargarlo para
reducir su intensidad. Con esto, la rigidez dieléctrica del elemento extintor es
suficiente para romper el arco eléctrico.
Desde el punto de vista de su interrupción la
corriente alterna presenta una gran ventaja sobre
la corriente continua, está es que pasa por cero,
120 veces por segundo, si la frecuencia es de 60Hz.
De acuerdo a lo anterior, la cámara interruptiva
debe tener como características primordiales:
CORRI E NT E
CONT A CT O
MOV I L
ARCO
EL ECT RI CO
CONT A CT O
F I J O
a) Ser capaz de disipar la energía producida por el
arco eléctrico al momento de la apertura.
b) Ser capaz de restablecer muy rápidamente su
rigidez dieléctrica en el medio comprendido.
SUBESTACIONES
Página 20
Electromecánica y Operación Sistema
CONT A CT O
MOV I L
CONT A CT O
F I J O
Hasta aquí hemos visto en forma general la formación del arco eléctrico y su
extinción. Ahora analizaremos los distintos métodos, tipos y técnicas más usadas
en las cámaras de extinción, ordenándolos conforma a su aparición histórica.
2.3
CLASIFICACIÓN DE LOS INTERRUPTORES.
2.3.1 INTERRUPTORES EN HEXAFLORURO DE AZUFRE
Son aparatos que se desarrollaron al final de la década de los años 60 y cuyas
cámaras de extinción operan dentro de un gas llamado hexafloruro de azufre (SF6)
que tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos conocidos. Esto hace
que este tipo de interruptores sea más completo y más durable. Ejemplos de este
tipo de interruptores son: El Siemens tipo 3ASI, el Brown Boveri tipo ELK, el ITE, el
Sprecher and Schuh tipo BR12, el Merlín Gerin tipo FA, el AEG tipo 51-123 y el
Hitachi tipo OFPTB-100.
El hexafloruro de azufre es un gas químicamente estable e inerte, su peso
específico es de 6.14g / l. Alcanza unas tres veces la rigidez dieléctrica del aire, a la
misma presión.
Físicamente el gas tiene características electronegativas, o sea, la propiedad de
capturar electrones libres transformando los átomos en iones negativos, lo cual
provoca en el gas las altas características de ruptura del arco eléctrico y por lo
SUBESTACIONES
Página 21
Electromecánica y Operación Sistema
tanto una gran velocidad de recuperación dieléctrica entre los contactos, después
de la extinción del arco.
En los primeros interruptores se usaron dos presiones, la menor de 3 bar,
llenando los tanques y la mayor, de unos 18 vars, dentro de las cámaras de
extinción.
Esto se hizo con el fin de evitar que al abrir el interruptor, el soplo de gas
produjera enfriamiento y el gas pasara al estado líquido. Posteriormente se ha
usado una sola presión, con lo cual se disminuye el tamaño de los interruptores
en cerca de un 40%, y para evitar el uso de la segunda presión se aprovecha la
propia presión del gas como punto de partida y la cámara, al abrir los contactos,
tiene un émbolo unido al contacto móvil que al operar comprime el gas y lo inyecta sobre el gas ionizado del arco, que es alargado, enfriado y apagado al pasar la
corriente por cero.
Los interruptores son de polos separados (cada fase en un tanque).
Este tipo de interruptores puede liberar las fallas hasta en dos ciclos y para evitar
las sobre tensiones producidas por esta velocidad, los contactos vienen con
resistencias limitadoras.
Las principales averías en estos interruptores son las fugas de gas. En un
interruptor bien instalado las perdidas deben ser inferiores al 2% anual del
volumen total de gas encerrado en el interruptor.
En caso de pérdida total de presión del gas y debido a la alta rigidez dieléctrica de
SF6 la tensión que pueden soportar los contactos cuando están abiertos es igual al
doble de la tensión de fase a tierra. De cualquier forma, no es conveniente operar
un interruptor de SF6 cuando ha bajado la presión por una fuga y debe de ser
bloqueado el circuito de control de apertura para evitar un accidente.
En los interruptores trifásicos, la apertura de los contactos es simultánea. El
mecanismo de operación de estos interruptores es en aire comprimido e
hidráulico.
SUBESTACIONES
Página 22
Electromecánica y Operación Sistema
2.3.2 INTERRUPTOR AEG
1. Características:
Marca
AEG
Tipo
51-123
VN
123 Kv
IN
3150 Amp
V impulso
550 Kv
Presión de Operación de SF6
0.68 Mpa
Presión de Alarma SF6
0.58 Mpa
Presión de Bloqueo SF6 0.
2. Tipo de Extinción del Arco
Gas SF6 (Hexafloruro de Azufre)
3.- Mecanismo de Operación
Tipo de Mecanismo:
Alimentación del motor:
Mecánico a través de resorte.
2° 220 v CA
4. Operación
Eléctrica: La operación eléctrica del interruptor la podemos efectuar desde:
A.- Tablero de control miniaturizado, salón de tableros, y operación
sistema con el selector en el interruptor en posición remoto.
B.- Gabinete propio del interruptor, con el selector en el interruptor en
posición local.
Manual: La operación manual se realiza en el gabinete de control del
interruptor.
Esta operación es independiente de la posición del selector LocalRemoto-Fuera y se realiza con la perilla que se encuentra en la parte
superior izquierda del gabinete del interruptor.
Carga del Resorte: si el resorte se encuentra descargado, se puede cargar en
forma:
Eléctrica: Verificar que el termo magnético 8D3 y el relevador Q1 estén en
posición “ON”, en caso contrario pasarlos a esta posición, debiendo cargar
inmediatamente el resorte.
Manual:
Colocar termo magnético 8D3 y relevador Q1 en posición “OFF”.
SUBESTACIONES
Página 23
Electromecánica y Operación Sistema
Introducir el maneral en el perno de carga del resorte y girar el maneral en el
sentido de las manecillas del reloj, aproximadamente 28 medias vueltas, se oirá
un track y la manivela perderá fuerza y la indicación del resorte pasará a cargado.
2.3.3 INTERRUPTOR EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE
Fueron los primeros interruptores que se emplearon en alta tensión y que
utilizaron el aceite para la extinción del arco eléctrico.
Son muy utilizados todavía, en nuestras subestaciones tenemos algunos como los
MITSUBISHI tipo 100-6M, el HITACHI tipo OSY6B-150 o el WESTINGHOUSE tipo
6M-5.
Se llaman de gran volumen de aceite porque los contactos están inmersos en
una gran masa de aceite, que garantiza la extinción del arco y asegura un
aislamiento eléctrico con las partes metálicas externas del interruptor que se
encuentran conectadas a tierra.
En este tipo de extinción el arco producido, calienta el aceite dando lugar a una
formación de gas muy intensa que, aprovechando el diseño de la cámara, empuja
un chorro de aceite a través del arco, provocando un alargamiento y enfriamiento
hasta llegar a la extinción del mismo, al pasar la onda de corriente por cero.
Para grandes tensiones y capacidades de ruptura cada polo del interruptor va
dentro de un tanque separado, aunque el accionamiento de los tres polos es
simultáneo, por medio de un mando común. En este tipo de interruptores, el
mando puede ser eléctrico, con resortes o con compresor neumático según la
capacidad interruptiva del interruptor.
SUBESTACIONES
Página 24
Electromecánica y Operación Sistema
Interruptor Inoue - Denki
Transformadores de
corriente
Gabinete de
Control
Cámaras de Extinción
Corriente
del
Arco Eléctrico
FOTO TOMADA UN S.E.
INSURGENTES.
2.3.4 INTERRUPTOR DE SOPLO DE AIRE
Su uso se origina ante la necesidad de eliminar el peligro de inflamación y
explosión del aceite utilizado en los interruptores de los casos anteriores.
En este tipo de interruptores el apagado del arco eléctrico se efectúa por la
acción violenta de un chorro de aire que barre el aire ionizado por el efecto del
arco. El poder de ruptura aumenta casi proporcionalmente con la presión del
aire inyectado.
La presión del aire comprimido varía entre 8 y 13 kg/cm², dependiendo de la
capacidad de ruptura del interruptor. La extinción del arco se efectúa en un
tiempo muy corto, del orden de los 3 ciclos.
Este tipo de interruptor puede operar en dos formas. En forma modular con su
propia compresora y tanque de almacenamiento; o en forma de estación
central de aire comprimido, que alimenta el conjunto de interruptores como es
el caso de Tacubaya, Valle de México 230kv, con interruptores AE6, Victoria y
Cerro Gordo con interruptores Teknomasio Brown Boveri, entre otros. Tienen el
inconveniente de que en caso de una fuga en la tubería principal, se ocasiona
falla en toda la instalación, además de que en caso de subestaciones de gran
SUBESTACIONES
Página 25
Electromecánica y Operación Sistema
capacidad, la longitud de la tubería es tan grande que hace que su costo sea
muy elevado respecto al costo modular.
En los interruptores de tipo modular, el volumen del tanque debe ser de tal
tamaño que pueda soportar, cuando menos, dos operaciones de apertura y
cierre combinadas. A continuación, si la presión es inferior al valor mínimo
considerado por el fabricante para el soplo del arco, y ocurriera un corto
circuito en la línea, el interruptor tiene un bloqueo que impide la operación del
mismo, ya que de no bloquearlo se producirá la destrucción del interruptor.
2.3.5 INTERRUPTOR EN VACIO
El principio de la interrupción en vacío ha sido conocido desde los primeros días
de la ingeniería eléctrica, pero sólo recientemente se ha tenido disponible la
tecnología necesaria para fabricar un interruptor capaz de encargarse de
importantes corrientes de corto circuito. A este tipo de interruptores los
podemos encontrar en las subestaciones, Lechería, Reforma y Victoria,
instalados en alimentadores de 23Kv.
Los interruptores en vacío son equipos que en teoría, abren en un ciclo debido a
la inercia de sus contactos y su pequeña distancia. Los contactos están dentro
de botellas especiales en las que se ha hecho el vacío casi absoluto. El contacto
fijo está sellado con la cámara de vacío y por el otro lado entra el contacto
móvil, que también está sellado al otro extremo de la cámara y que en lugar de
deslizarse, se mueve junto con la contracción de un fuelle de material que es
una aleación de latón.
Al abrir los contactos dentro de la cámara de vacío, no se produce ionización,
por lo que no es necesario el soplo del arco eléctrico ya que se extingue
prácticamente después del primer ciclo.
El interruptor al vacío consta de un recipiente sellado con paredes laterales
aislantes y extremas metálico que contiene un contacto fijo y uno móvil.
Alrededor de los contactos hay unas protecciones para evitar que se condense el
vapor metálico que se desprende durante el arqueo.
SUBESTACIONES
Página 26
Electromecánica y Operación Sistema
Como en todos los tipos de interruptor, se forma un arco al separarse los
contactos; si bien en un interruptor al vacío no se pueden proveer las partículas
conductoras necesarias para la formación del arco eléctrico desde el medio
extintor, si se proveen por la ionización de un vapor metálico creado en la
superficie de los contactos por el arqueo al separarse éstos.
Al reducirse la corriente alterna hacia cero se condensa el exceso de vapor
metálico, ya sea de vuelta a la superficie de los contactos, o sobre las
protecciones circundantes, con el resultado de que al llegar a cero la corriente ya
no existirán partículas conductoras de la carga que pueden permitir la
continuación del arco. Así pues, el interruptor funciona para despejar el circuito al
llegar al punto de corriente cero después de separarse los contactos.
En estos interruptores no se puede hacer ningún mantenimiento en la cámara de
arqueo ya que esta está sellada al alto vacío y posee una duración muy larga de
los contactos en cuanto al número de operaciones permitidas. Por lo que al
perderse el vacío o cumplir con el número de operaciones se tendrán que sustituir
dicha cámara por una nueva.
Una vez que hemos estudiado la parte más importante de los distintos
interruptores que existen actualmente, como lo son las cámaras interruptivas,
pasaremos a estudiar los distintos mecanismos que accionan la apertura o cierre
de los interruptores.
Interruptor Elmex
FOTO TOMADA EN
SUBESTACION REFORMA
SUBESTACIONES
Página 27
Electromecánica y Operación Sistema
INTERRUPTOR ELMEX, VISTA INTERNA.
Térmico de
Térmico de
Operación
Bloqueo de
Alarmas
Calefacción
(FOTO TOMADA EN S.E REFORMA)
Mecánica
Indicador de la
Posición del Resorte
Y Alumbrado
Entrada del Maneral
Térmico de
Control
para cargar
Manualmente el Resorte
Contador de
Botones de Operación
Operaciones
Eléctrica-Local
Indicador de la
Cerrar-Abrir
Posición del Interruptor
Conmutador
Fuera-Local-
Remoto
Prueba de
Señalización de
Alarmas
Alarmas
Apagador de
Alarmas Local
Indicadores de Desgaste
de los Contactos del Interruptor
INTERRUPTOR ELMEX CON CAMARAS DE VACIO
1. Características
Marca
Elmex (Gel Alsthom)
Tipo
EMX-24
Voltaje Nominal
24 KV
In
1250 A
Icc
25 KA
Volts Control 125 VCD
2. Tipo de extinción del arco
En vacío
SUBESTACIONES
Página 28
Electromecánica y Operación Sistema
3. Mecanismo de operación
Tipo de Mecanismo:
Alimentación del Motor:
Mecánico a través de resorte
220 VCA.
4. Operación eléctrica
La operación eléctrica del interruptor se efectúa desde:
Remoto
:
Tablero de control (salón de tableros).
Local
:
Gabinete propio del interruptor.
Manual
:
Apertura: Esta operación es independiente de la posición del
selector Local-Remoto y se realiza con la perilla que se encuentra en el gabinete
del mecanismo de operación (AN).
Cierre
: Verificar que el resorte esté cargado, en caso
contrario se puede cargar de la siguiente manera:
a) Eléctricamente. Verificar que el térmico 8D2 (4)
(gabinete propio del interruptor) y termo magnético de
alimentación genera de C.A del interruptor (tablero del
servicio de estación) estén en posición dentro, en caso
contrario colocarlos en esta posición debiendo cargar
inmediatamente el resorte.
b) Colocar térmico 8D2 (D) (gabinete propio del
interruptor) en posición fuera (OFF).
c) Introducir el maneral en el perno de carga del resorte
y girar el maneral en el sentido de las manecillas del
reloj, hasta que la indicación del resorte pase a cargado.
Notas importantes:
1.- A falta de corriente directa el interruptor se abre, por lo que
no se deberá operar el térmico de C.D cuando el interruptor esté
cerrado.
(Cuando se instalen en conjunto con un banco de Capacitores.)
SUBESTACIONES
Página 29
Electromecánica y Operación Sistema
2.- Para cerrar las cuchillas de tierra deberá esperar 10 minutos
después de abrir el interruptor propio del banco de Capacitores.
3.- Se deberá cerrar primero la cuchilla de tierra que está
conectada al bastidor.
4.- Cuando se dispare el interruptor por desbalanceo de fases,
para poder resetear el botón del relevador, primero se deberá
balancear el banco de Capacitores.
Son aparatos que se desarrollaron al final de la década de los años 60 y cuyas
cámaras de extinción operan dentro de un gas llamado hexafloruro de azufre
(SF6) que tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos conocidos.
Esto hace que este tipo de interruptores sea más completo y más durable.
Ejemplos de este tipo de interruptores son: El Siemmens tipo 3ASI, el Brown
Boveri tipo ELK, el ITE, el Sprecher and Schuh tipo BR12, el Merlin Gerin tipo
FA, el AEG tipo 51-123 y el Hitachi tipo OFPTB-100.
El hexafloruro de azufre es un gas químicamente estable e inerte, su peso
específico es de 6.14 g/l. Alcanza unas tres veces la rigidez dieléctrica del aire, a
la misma presión.
En caso de pérdida total de presión del gas y debido a la alta rigidez dieléctrica
de SF6 la tensión que pueden soportar los contactos cuando están abiertos es
igual al doble de la tensión de fase a tierra. De cualquier forma, no es
conveniente operar un interruptor de SF6 cuando ha bajado la presión por una
fuga y debe de ser bloqueado el circuito de control de apertura para evitar un
accidente.
En los interruptores trifásicos, la apertura de los contactos es simultánea. El
mecanismo de operación de estos interruptores es en aire comprimido e
hidráulico.
SUBESTACIONES
Página 30
Electromecánica y Operación Sistema
2.3.6 INTERRUPTOR EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE
En estos se tienen las mismas cámaras de extinción en aceite, pero teniendo el
aislamiento a tierra con porcelana y no con aceite, como en los de gran volumen
de aceite.
Una de las principales razones por las que se diseñó este tipo de interruptor es
que: cuando se trabaja en altas tensiones (arriba de 161 KV) con el interruptor
de gran volumen se requieren grandes volúmenes de aceite, por ejemplo, en un
interruptor para 220 KV, se necesitan unas 20 toneladas de aceite por fase, lo
que es indeseable, porque de sobrevenir la explosión del interruptor, esta gran
cantidad de combustible líquido (al ser combustible) arde, además, exige que el
aparato sea muy grande.
FOTO TOMADA EN
S.E. AURORA
Interruptor Inoue-Denki con Mecanismo de Operación Mecánico a Través de
Resorte
Alimentación del Motor:
220 VCA
Operación: Eléctrica: La operación eléctrica del interruptor la podemos
efectuar desde:
A.- Tablero de control, protección y medición (CPM) desde la sala de tableros.
Selector en remoto.
B.- Gabinete propio del interruptor. Selector en local.
SUBESTACIONES
Página 31
Electromecánica y Operación Sistema
Manual: Esta operación es independiente de la posición del selector LocalRemoto y se realiza en la puerta lateral derecha.
Cierre:
1. Verificar que el resorte esté cargado, en caso de que no esté cargado, se
puede cargar de las siguientes formas:
a) Eléctricamente.
a.1) Verificar que el termo magnético del motor que se encuentra en la
puerta lateral izquierda esté en posición (ON) “Dentro”, en caso
contrario ponerlo en ésta posición, cargándolo inmediatamente, en caso
de que esto no suceda, restablecer el elemento de sobre corriente del
contactor del motor.
a.2) Verificar que el termo magnético de C.A de alimentación al
interruptor, en el tablero del Servicio de Estación interior, esté en
posición “Dentro”, en caso contrario, pasarlo a esta posición.
b) Manualmente
b.1) Verificar que el termo magnético del motor que se encuentra en
la puerta lateral izquierda esté en posición (OFF) “Fuera”, en caso contrario
pasarlo a esta posición
b.2) Acoplar el maneral en el copleé de carga del resorte y girar el
maneral en el sentido de las manecillas del reloj hasta que la medicación del
resorte pase a la posición de “Carga”.
2. Girar la palanca de operación que se encuentra en la parte superior
derecha, hacia la izquierda media vuelta.
Verificar que no esté operada la palanca de disparo manual (de color
rojo, en la parte inferior del gabinete exterior) en caso contrario,
reponerla con la palanca de reposición del disparo manual, girándola a
la derecha.
Apertura:
Para la apertura manual jalar la palanca de disparo manual de color rojo, en la
parte inferior del gabinete propio del interruptor.
SUBESTACIONES
Página 32
Electromecánica y Operación Sistema
FOTO TOMADA EN S.E. K-O
Palanca de Reposición
del disparo Manual
Vista lateral izq.
Cierre
Manuaal
Indicador de la
Posición del
Interruptor
Motor para
cargar resorte
Indicador
Carga del
Resorte
Pivote Para
Cargar
Resorte
Operación Eléctrica
Termo magnético de
Alimentación
delmagnético
Motor 220v
Termo
de la
resistencia de terminación
Palanca Para
Disparo de emergencia
Local Abrir
Termo magnético de CD
Control del Interruptor
Cuchilla de Bloqueo
de Disparo
Interruptor Inoue – Denki Vista Interna Lateral Derecha
Selector de Operación
Local-Remoto
2.3
Operación Eléctrica
Local:
Cerrar / Abrir
31
SUBESTACIONES
Página 33
Electromecánica y Operación Sistema
2.4 MECANISMO DE OPERACIÓN Y SEÑALES INDICADORAS.
El mecanismo de operación es el elemento que almacena y transmite energía
dinámica al conductor móvil del interruptor, el cual abre o cierra sus contactos.
En la actualidad los tipos de mecanismos más usados son:
 Hidráulicos (Eléctrico-Hidráulico).
 Neumáticos (Eléctrico-Neumático).
 Energía almacenada (Eléctrico-Mecánico).
2.4.1 MECANISMO HIDRAULICO
Este mecanismo utiliza la energía almacenada de un gas comprimido
(nitrógeno), hidráulicamente dentro de un acumulador a una presión
aproximadamente 300 kg/cm². Una bomba de aceite hidráulica de operación
eléctrica mantiene en forma automática la presión dentro del acumulador. La
energía hidráulica almacenada dentro del acumulador es aplicada sobre el
mecanismo de apertura o cierre a través de válvulas, como respuesta a los
comandos de operación del interruptor.
2.4.2 MECANISMO NEUMATICO
Este utiliza la energía del aire comprimido para abrir los contactos del
interruptor. Dependiendo del fabricante, el cierre puede ser realizado a través
del mismo aire comprimido o mediante un resorte que se carga cuando el
interruptor abre.
En la mayoría de los casos se utilizan dos presiones (150-35 Kg/cm²), una para la
apertura y otra para el cierre. La energía neumática es almacenada en
recipientes que cuentan con el volumen necesario para efectuar las
operaciones exigidas por el interruptor.
Al igual que el mecanismo hidroneumático, en el neumático la presión es
mantenida a través de un motor compresor de operación automática.
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Electromecánica y Operación Sistema
2.4.3 MECANISMO DE ENERGIA ALMACENADA
En éste se utilizan resortes que son cargados o tensados por un motor eléctrico.
Normalmente los resortes para el cierre son cargados por el motor y éstos al ser
liberados y efectuar la operación de cierre, transmiten la energía a los contactos
del interruptor y al mismo tiempo, son cargados los resortes para el disparo.
Al finalizar la operación de apertura, el resorte de cierre es cargado
mecánicamente en forma automática por el motor.
El motor eléctrico tensa los resortes a través de un sistema de transmisión.
Cuando el resorte está tenso (energía potencial almacenada) y baja la señal de
control adecuada, la energía es liberada desplazando una serie de palancas que
accionan la apertura de los contactos. Simultáneamente a la apertura, un
resorte es comprimido, Este, al ser liberado transmite movimiento de cierre a
los contactos.
2.4.4 OPERACIÓN Y PRECAUCIONES:
La operación en general de los interruptores se realiza en forma “AUTOMATICA” a
través de sus protecciones, “SEMIAUTOMATICA” mediante control eléctricoremoto o eléctrico-local o “MANUALMENTE”.
En interruptores NEUMATICOS, en caso de que por algún motivo no se tenga la
tensión (C.D) necesaria para abrir el interruptor, esté cuenta con un disparo
mecánico-manual (TRIP), con el cual se libera la energía de un resorte (RESORTE
DE ACELERACION) transmitiéndose como consecuencia movimiento de apertura
hacia los contactos. Algunos interruptores más modernos, obtienen presión de
aire de un depósito de respaldo o de la interconexión de varios sistemas
neumáticos.
En este tipo de interruptores se debe tener la precaución de no tocar las partes
del accionamiento mecánico, ya que este puede operar en cualquier momento.
Además se debe verificar que no existan fugas de aire y el manómetro indique
la presión correcta. Además cabe hacer mención que algunos interruptores,
dependiendo del diseño, solamente usan la energía almacenada para cerrar
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Electromecánica y Operación Sistema
contactos y la apertura de los mismos se efectúa al liberar energía mecánica
mediante una bobina de disparo que destrinca este mecanismo.
En los interruptores con mecanismo HIDRAULICO, cuando se carece de presión,
esta se puede recuperar, accionando las bombas de presión de fluido hidráulico
manualmente, mediante una palanca, teniendo la precaución de que antes de
insertar esta en el sistema de bombeo se desconecte la alimentación del motor
para evitar un posible accidente. En estos interruptores se debe vigilar que no
existan fugas de fluido hidráulico y que la presión en el manómetro sea
correcta.
Para los interruptores MECANICOS, en caso de que falle el accionamiento a
través del motor, se cuenta con un maneral, con el cual se carga el resorte,
insertándolo en el mecanismo correspondiente para dicha operación. Al realizar
está, se debe desconectar la alimentación del motor aunque en la mayoría de
los casos, un micro switch debe bloquear está alimentación.
Además en general deberá verificarse, en caso de que se cuente con ello, el
correcto funcionamiento del panel de alertas y alarmas local contenido en el
gabinete de control y el buen funcionamiento del sistema calefactor de dicho
gabinete, ya que el exceso de humedad afecta a los elementos de control
alojados dentro de éste. Y en el momento de operar el equipo observar, de ser
posible, la señalización de abierto (Open) o cerrado (Closed) con la que cuentan
todos los interruptores.
Control: En el caso de los interruptores definiremos como control, al conjunto
de instalaciones en baja tensión, interconectados entre sí, que son necesarios
para efectuar maniobras en la subestación. El control puede operarse manual o
automáticamente y también puede ser de aplicación local o remota
(Telecontrol).
Control Local: El sistema de control local se utiliza en subestaciones que cuentan
con turnos permanentes de operadores, que vigilan y operan los equipos,
haciendo uso de los mecanismos de mando manual, auxiliados por sistemas
automáticos de control y protección.
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Electromecánica y Operación Sistema
Control Remoto: El telecontrol se está utilizando mucho en la actualidad, sobre
todo en grandes subestaciones. Esta forma de control se utiliza en subestaciones
donde no existe personal de operación permanente y se controla desde un centro
de operación remoto. Sólo en casos especiales se operan localmente.
Dispositivos de Mando: En las subestaciones se acostumbra utilizar dos sistemas
de mando para la operación de interruptores desde el salón de tableros.
El primer sistema, derivado de la técnica Americana, que se puede llamar de
lámpara roja y verde, se suele emplear en las subestaciones de pequeña y a
veces de mediana potencia.
El segundo sistema, derivado de la técnica Europea, que se puede llamar de
lámpara, normalmente apagada, se acostumbra utilizar en instalaciones de alta
y muy alta tensión, donde las cargas y las distancias son mayores y por lo tanto
implica mayor ahorro de energía.
2.5
SISTEMAS DE MANDO CON LÁMPARA ROJA Y VERDE:
La lámpara roja se mantiene encendida mientras el interruptor está cerrado
(Energizado), y además supervisa la continuidad del circuito de disparo.
La supervisión de continuidad es relativa, pues aún cuando el interruptor este
cerrado, si el circuito de disparo se interrumpe por algún defecto, y por lo tanto
se apaga la lámpara roja, el operador podrá no detectar el hecho de que está
lámpara esté apagada y menos en un tablero de una subestación grande, en
donde se utilizan gran número de lámparas señalizadoras, en que la mayoría se
encuentran encendidas. Por ello se requiere de una supervisión continua y
detallada de las lámparas de indicación.
En este sistema se puede considerar una variante, llamada de “circuito no
protegido” que pretende asegurar al máximo la alimentación de energía de los
circuitos de disparo de los interruptores, eliminando la posibilidad de que
opere, o haya operado el fusible o el interruptor termo magnético que protege
al circuito de disparo. En este caso, la bobina de disparo de los interruptores se
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
alimenta directamente y sin ninguna protección, desde las barras generales de
corriente continua del tablero de servicio de estación, a través de un circuito
llamado no protegido (NP). A su vez dichas barras están conectadas a las
terminales de la batería a través de interruptores termo magnéticos calibrados
a valores de cortocircuito muy altos, lo que equivale a una conexión directa a la
batería, ya que dicho interruptor sólo operará con fallas muy próximas a las
terminales de la batería o de muy alta intensidad.
El sistema anterior presenta el riesgo de que un cortocircuito en algún punto
del sistema no protegido, no sea desconectado, llegando a causar el
abatimiento de la tensión de la batería. Esta condición es preferible, con tal de
que el interruptor dispare antes de que la tensión de la batería descienda por
debajo del valor mínimo de operación de los interruptores (alrededor de los 90
VCD), prefiriendo que se llegue a dañar el circuito de alimentación
posteriormente al disparo del interruptor afectado.
Los circuitos de cierre de los interruptores y los circuitos de alarmas se
alimentan por otros circuitos de corriente directa llamados “circuitos
protegidos” (P), que parten de las barras generales de corriente directa del
tablero de servicio de estación, a través de interruptores termo magnéticos.
Como se observa en la figura anterior, los circuitos de corriente directa, que
controlan a los interruptores parten del tablero de mando correspondiente al
interruptor de que se trate, alimentándose mediante interruptores termo
magnéticos; los cuales están alimentados del tablero de servicio de estación a
través de un circuito protegido y otro no protegido.
2.6 SISTEMAS DE MANDO CON LAMPARA NORMALMENTE APAGADA.
Utilizado generalmente en el telecontrol (en Subestación Ecatepec). La lámpara
está físicamente integrada al conmutador de control, de los interruptores de
alta tensión controlados desde el tablero.
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Electromecánica y Operación Sistema
Cuando hay concordancia entre la posición del interruptor, y la posición del
conmutador de control correspondiente, la lámpara indicadora está apagada.
Cuando hay discordancia, como puede ser el caso en que se haya disparado un
interruptor, la lámpara se enciende, y se mantiene parpadeando hasta que el
operador restablece manualmente la concordancia. Para evitar la posibilidad de
que alguna de las lámparas esté fundida, el tablero contiene un conmutador que
enciende simultáneamente todas las lámparas del mismo comprobando el estado
de todas ellas.
Los circuitos de corriente directa utilizados para el mando, el control
automático y las alarmas son controlados desde una sección del tablero de
servicio de estación, protegiendo los circuitos en forma individual, sin afectar
los circuitos de alimentación de otros sectores. Estos circuitos de control están
protegidos mediante termo magnéticos localizados en la zona llamada cabezal
de mando. Cuando opere el interruptor sonará una alarma y se enciende la
lámpara del cabezal de mando.
La alimentación de corriente directa a cada cabezal se toma del tablero del
servicio de estación a través de termos magnéticos.
Lo anterior puede ocasionar que al operar una protección del lado A.T. el
interruptor no opere debido a que el termo magnético se encuentre abierto.
Para evitar esto debe instalarse en los interruptores una protección de respaldo
local, que desconecte todos los interruptores periféricos eliminando la
alimentación de la energía hacía la falla.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
CUCHILLAS
SUBESTACIONES
3.1
Función de las cuchillas
3.2
Componentes de una cuchilla
3.3
Clasificación de las cuchillas
3.4
Operación de las cuchillas
3.5
Cuchillas fusibles
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Electromecánica y Operación Sistema
3.1 FUNCIÓN DE LAS CUCHILLAS.
Cuchillas: Son dispositivos que sirven para conectar y desconectar diversas
partes de una instalación eléctrica, para efectuar maniobras de operación o
bien para darles mantenimiento.
Las cuchillas pueden abrir circuitos bajo la tensión nominal pero nunca cuando
esté fluyendo corriente a través de ellas. Antes de abrir un juego de cuchillas
siempre deberá desconectarse primero el interruptor correspondiente.
La diferencia entre un juego de cuchillas y un interruptor, considerando que los
dos abren o cierran circuitos, es que las cuchillas no pueden abrir un circuito
con corriente y el interruptor si puede abrir cualquier tipo de corriente; sin
embargo las cuchillas son dispositivos de maniobra capaces de interrumpir en
forma visible la continuidad de un circuito. Su empleo es necesario en los
sistemas, ya que debe existir seguridad en el aislamiento físico de los circuitos
antes de realizar cualquier trabajo y para los cuales la presencia de un
interruptor no es suficiente para garantizar un aislamiento eléctrico.
3.2 COMPONENTES DE UNA CUCHILLA.
Las cuchillas en particular deben cumplir con los siguientes requisitos:
 Garantizar un aislamiento dieléctrico a tierra y sobre todo en la apertura. Por
lo general se requiere entre puntos de apertura de la cuchilla un 15 o 20% de
exceso en el nivel de aislamiento con relación al nivel de aislamiento a tierra.
 Conducir en forma continua la corriente nominal sin que exista una elevación
de temperatura en las diferentes partes de la cuchilla y en particular de los
contactos.
 Soportar por un tiempo especificado (generalmente 1 segundo) los efectos
térmicos y dinámicos de la corriente de cortocircuito.
Las maniobras de cierre y apertura se deben realizar con toda seguridad, es decir,
sin posibilidad de que se presenten falsos contactos o posiciones falsas, aun en
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Electromecánica y Operación Sistema
condiciones atmosféricas desfavorables, como puede ser por ejemplo, la
presencia de hielo.
Las cuchillas pueden tener formas y características constructivas que tienen
variantes en base a la tensión de aislamiento y a la corriente que deben conducir
en condiciones normales.
Las cuchillas están formadas por una base metálica de lámina galvanizada con un
conector para puesta a tierra; 2 ó 3 columnas de aisladores que fijan el nivel de
aislamiento a tierra, y encima de éstos, la cuchilla.
Esta cuchilla está formada por una navaja ó parte móvil y la parte fija es una
mordaza que recibe y presiona la parte móvil. De acuerdo con la posición que
guarda la base y la forma del elemento móvil las cuchillas pueden ser:
1.- Horizontal
FOTO TOMADA
2.- Horizontal invertida
EN S.E AURORA
3.- Vertical
4.- Pantógrafo
3.3 CLASIFICACIÓN DE LAS CUCHILLAS.
Cuchillas Horizontales: En las cuchillas horizontales el mecanismo hace girar el
poste central, que origina el levantamiento de la parte móvil de la cuchilla, en
donde para compensar el peso de la cuchilla, la hoja móvil tiene un resorte que
ayuda a la apertura.
Otro tipo de cuchilla horizontal es aquella en que la parte móvil de la cuchilla
gira en un plano horizontal. Este giro se puede hacer de 2 formas. La primera es
mediante 2 columnas de aisladores que giran simultáneamente y arrastran las 2
hojas, una que contiene la mordaza y la otra el contacto macho.
La otra forma es una cuchilla horizontal con 3 columnas de aisladores. La
columna central gira y en su parte superior soporta al elemento móvil. Las dos
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Electromecánica y Operación Sistema
columnas externas son fijadas y en su parte superior sostienen las mordazas
fijas.
Cuchillas Horizontales Invertidas: Este tipo de cuchillas son parecidas a las
horizontales, pero las columnas de aisladores se encuentran colgando de la
base. Para compensar el paso de la hoja de la cuchilla se encuentra un resorte
que, en éste caso, ayuda al cierre de las mismas; por otro lado los aisladores
deben fijarse a la base en forma invertida para evitar que se acumule agua.
FOTO TOMADA EN S.E SAN ANDRES
Cuchillas Verticales: Estas cuchillas no
difiere mucho de las anteriores, pero sus
aisladores se encuentran en forma
horizontal y la base está en forma
vertical. Para compensar el peso de la
hoja de la cuchilla también tienen un
resorte que en éste caso ayuda a cerrar la cuchilla.
Cuchillas Tipo Pantógrafo: Son cuchillas de un sólo poste aislante sobre el cual
se soporta la parte móvil. Está formada por un sistema mecánico de barras
conductoras que tienen la forma de los pantógrafos utilizados en las
locomotoras eléctricas.
La parte fija está colgada de un cable o de un tubo exactamente sobre el
pantógrafo de tal manera que al irse elevando la parte superior de éste se
conecta con la mordaza fija cerrando el circuito.
La ventaja principal de éste sistema es que ocupa el menor espacio posible y la
desventaja es que el cable recibidor debe tener siempre la misma tensión
mecánica, o sea, la misma altura.
En general, los elementos de conexión en las cuchillas están formados de un
lado por las cuchillas y por el otro, por el elemento fijo o mordaza, que es un
contacto formado por varios dedos metálicos, los cuales presionan por medio
de resortes individuales que se utilizan para mantener una presión alta en el
contacto y por lo tanto evita pérdidas por efecto Joule (calentamiento) en los
puntos de contacto.
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Electromecánica y Operación Sistema
Los materiales utilizados en la fabricación de las cuchillas son los siguientes:
Base.- Se fabrican de lámina de acero galvanizado.
Aisladores.- Son de porcelana y pueden ser de tipo columna o de tipo alfiler.
Cuchilla.- Las cuchillas se pueden fabricar de cobre o de aluminio según la
contaminación que predomine en la zona donde se encuentre instalada la
subestación.
3.4 OPERACIÓN DE LAS CUCHILLAS:
Desde el punto de vista maniobra, las cuchillas se pueden operar en forma
individual o en grupo. La operación en forma individual se efectúa cuando la
tensión de operación es menor de 20 Kv; se abren o cierran por medio de
garrochas o pértigas de madera bien seca, además el Operador debe de utilizar
guantes de hule cuando efectúe alguna maniobra.
La operación de cuchillas en grupo se efectúa para tensiones superiores a los 20
KV y puede ser por medio de un mecanismo de barras que interconectan los 3
polos, moviéndolos simultáneamente a través de una operación que puede ser
en forma manual, o bien, en forma motorizada por medio de energía eléctrica,
hidráulica, neumática, etc…
En sistemas donde la operación es o va a ser tele controlada, y aunque las
tensiones del sistema sean bajas, se requieren forzosamente cuchillas
motorizadas.
Las cuchillas motorizadas tienen un gabinete de control que normalmente está
ligado al gabinete de control del interruptor que alimentan, de tal manera que
nunca se puede abrir o cerrar un juego de cuchillas si antes no ha sido abierto el
interruptor. En el gabinete de control de las cuchillas existen una serie de
contactos auxiliares tipo “a” y “b” para tener señalización y bloqueos de los
circuitos de acuerdo con la posición de las cuchillas; los contactos de
señalización van colocados en el mecanismo principal de mando. Los bloqueos
forman un sistema para operar un par de juegos de cuchillas y el interruptor
correspondiente, en la siguiente forma:
1.- Impiden la operación de las cuchillas, mientras se encuentra cerrado el
interruptor.
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Electromecánica y Operación Sistema
2.- Bloquean el cierre del interruptor si cualquier polo de las cuchillas no abrió
o cerró completamente.
3.-
Impiden la operación simultánea de las cuchillas y el interruptor.
4.- Impiden efectuar una orden contraria a otra, dada con anterioridad y que
no se haya completado, evitando con esto posibles aperturas con caja.
3.5
CUCHILLAS FUSIBLES
Las cuchillas fusibles, tiene un aislador soporte de porcelana, de gran línea de
fuga, con abrazadera metálica para la sujeción. En sus extremos, llevan dos
piezas también metálicas: la parte superior lleva el borne de conexión y un
resorte que sujeta el cartucho en la posición de cerrado. Va insertado en los
cortacircuitos, un dispositivo de articulación por el cual se facilita su caída al
producirse el seccionamiento.
El cartucho está constituido por un tubo de papel baquelizado como cámara de
fusión; en su interior, va alojado el elemento fusible. Éste es un hilo de lámina
de plata cuyo diámetro varía según la intensidad que circula.
Al producirse un cortocircuito y fundir el fusible, queda suelta la trenza de
cobre y actúa el mecanismo basculante; libera éste el cartucho de la presión del
resorte superior que le retenía, permitiéndole caer por su propio peso y
produciendo el seccionamiento.
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Electromecánica y Operación Sistema
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
4.1 Principio de operación
4.2 Elementos que constituyen un transformador
4.3 Mediciones en el transformador
4.4 Protecciones
4.5 Alarmas
4.6 Carga Nominal
4.7 Pruebas y Valores de Norma para la prueba en servicio del
transformador
4.1 PRINCIPIO DE OPERACION
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Electromecánica y Operación Sistema
4.1.1 POR SU FUNCION:
TRANSFORMADOR DE
CORRIENTE T.C.
POTENCIA
INSTRUMENTO
TRANSFORMADORES
MAYORES DE 750KVA.
TRANSFORMADOR
TRANSFORMADOR DE
POTENCIAL T.P.
DISTRIBUCION
4.1.2 POR SU REGULACION
TRANSFORMADORES
MENORES DE 750KVA.
MANUAL
FIJA
VARIABLE
TRANSFORMADOR
AUTOMATICA
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
4.1.3 POR SU CONEXION
4.1.4.
POR SU NUMERO DE FASES
Por su número de fases: Monofásicos
Trifásico
4.1.5 POR EL MEDIO REFRIGERANTE
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Electromecánica y Operación Sistema
Por el medio refrigerante: Aire
Aceite
Por su forma del núcleo: Acorazado (Shell). El núcleo es más notable
Núcleo
(Core). Las bobinas son más notables
Por el número de devanados: Dos devanados
Tres devanados
4.1.6 POR SU REFRIGERACION
Por su refrigeración: OA - Auto enfriado sumergido en aceite.
OA / FA.- Auto enfriado sumergido en aceite.
Un paso de enfriamiento por aire forzado.
OA / FA / FA.- Auto enfriado sumergido en aceite.
Dos pasos de enfriamiento por aire forzado.
OA / FOA.- Auto enfriado sumergido en aceite.
Un paso de enfriamiento por aire y aceite forzado.
OA / FOA / FOA - Auto enfriado sumergido en aceite.
Dos pasos de enfriamiento por aire y aceite forzado.
FOA - Sumergido en aceite, enfriamiento por aire y aceite forzado.
AA - Auto enfriado por aire ambiente.
AA / FA - Auto enfriado por aire ambiente.
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Electromecánica y Operación Sistema
Un paso de enfriamiento por aire forzado.
REFRIGERACION DE LOS TRANSFORMADORES
En los transformadores que trabajan con grandes corrientes o grandes
potencias el calentamiento de los conductores es alto, por esto es necesario
vigilar y controlar la temperatura a través de la refrigeración, ya que si esto no
se hace, estos calentamientos pudieran ocasionar deterioro en el aislamiento
del transformador bajando su eficiencia y pudiendo ocasionar fallas, por
ejemplo un corto circuito entre espiras o entre devanados y devanados a tierra.
La energía que se pierde en un transformador normalmente es en forma de
calor. Aunque esta energía sea solo una pequeña parte comparada con la
potencia del transformador, sí representa una cantidad razonable en
transformadores de gran potencia.
Entre mayor es la potencia del transformador, más difícil resulta disipar el calor.
Es necesario transportar el calor desde los puntos donde se produce, es decir
en el interior de los arrollamientos y del núcleo, a las superficies de radiación
del transformador y luego debe eliminarse el calor de estas superficies por
medio del aceite que aparte de ser aislante es agente de enfriamiento.
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Electromecánica y Operación Sistema
Dentro de los transformadores de potencia los tipos de enfriamiento más
usuales son:
Enfriamiento OA (Aceite-Aire): El tanque está lleno de aceite y la refrigeración
es natural. El enfriamiento se consigue por circulación natural de aceite, el peso
específico del aceite disminuye y este tiende a subir, obligando a que descienda
el aceite de la parte superior del depósito a través de tuberías o radiadores,
donde se enfría y vuelve a la parte inferior del depósito para repetir el mismo
ciclo. Este es el sistema llamado de circulación por TERMOSIFON.
Enfriamiento FA (Aire-Forzado): El tanque está lleno de aceite y aparte del
movimiento natural del aceite, este se enfría por medio de una corriente
forzada de aire que circula en contacto con las superficies exteriores de
refrigeración, que pueden ser tubos u obleas, radiadores de calor a los cuales
los golpea una corriente de aire por medio de ventiladores, dispuestos fuera del
transformador.
Enfriamiento FOA (Aceite-Aire-Forzado): El tanque está lleno de aceite y este
se hace circular a través de los radiadores con bombas además de contar con
uno u más grupos de ventiladores al igual que en el enfriamiento FA.
Cumpliendo estas tres condiciones se garantiza que los transformadores
trabajen en forma eficiente y segura.
Servicios Auxiliares: Un par de bobinas junto al núcleo de hierro podrían
fácilmente funcionar; pero sería altamente peligroso tener al descubierto estas
bobinas, es por eso que se le ha dotado de un tanque que tiene dos finalidades:
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Sirve como protección mecánica
Sirve para contener el aceite como medio aislante y refrigerante.
Conforme se ha avanzado en la tecnología las sofisticaciones también han
venido a más y ahora los transformadores tienen todo un equipo de accesorios
los cuales desempeñan varias funciones como el aumentar la eficiencia del
transformador, aumentar las protecciones del transformador y las protecciones
del trabajador.
A continuación se mostrarán en una descripción general los accesorios con que
cuenta un transformador; no queriendo decir con esto que todos los
transformadores lo contengan.
Tanque Conservador: Este cilindro colocado en la parte más alta del
transformador en posición horizontal, lo más retirado posible de las boquillas de
alta tensión. Su función es facilitar la expansión del aceite por temperatura y
reducir el área de contacto del oxígeno con el aceite, mostrando en su indicador
de nivel estos cambios.
Indicadores de Nivel de Aceite: Los indicadores de aceite (tanque conservador y
cambiador de derivaciones) son de tipo magnético, operados por flotador, con un
contacto que se emplea para operar la alarma de bajo nivel de aceite, cuando la
aguja indica "LOW".
Relevador Buchholz (Trafoscopio): El interior de un transformador está
compuesto de diferentes materiales como son: papel aislante, madera, etc., todos
ellos susceptibles de quemarse y provocar gases que dependiendo de su
naturaleza pueden ser explosivos o no.
El relevador buchholz (trasfoscopio) es el relevador encargado de supervisar el
volumen de gases generados en el interior del transformador. Este relevador es
una cámara que contiene dos flotadores cada uno tiene un contacto, el de la
parte superior es alarma y el de abajo es el disparo, además cuenta con una
mirilla para observar el nivel de gas en la cámara, el cual puede fugarse en su
parte superior. Cuando ocurre una falla y provoca gases, estos tienden a
desplazarse a la parte superior llegando así a la cámara donde desplazan al aceite
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Electromecánica y Operación Sistema
ahí almacenado; si la falla es leve la producción de gases es poca y solo cae el
primer flotador, mandando señal de alarma buchholz, si la falla es grave la
cantidad de gases es elevada y cae el segundo flotador que manda disparos para
librar al transformador y aislar la falla del sistema.
Indicadores de Temperatura:
a) Indicador de temperatura.- Para transformadores, se utiliza un indicador que
funciona con la temperatura del aceite del transformador, mediante un termopar
que acciona un contacto, lo cual permite enviar la señal de alarma de alta
temperatura de aceite.
b) Indicador de temperatura de devanado.- Esta diseñado para controlar la
operación de los grupos de enfriamiento y alarmas, el conjunto consta de un
transformador de corriente tipo Bushing, una bobina calefactora y contactos. El
transformador de corriente está montado dentro del tanque del transformador
principal, su devanado primario lleva la corriente de carga del lado de baja
tensión, y su devanado secundario, alimenta a la bobina calefactora, cuyo valor es
siempre proporcional al de la carga.
Corneta o Tubo de Escape: En transformadores herméticamente sellados, podría
ser peligroso una generación de gases que alcancen una presión súbita que podría
llegar a deformar el tanque del transformador por causa de un corto circuito
interno, para evitar esto, se le instala un tubo de escape o corneta en la parte
superior del tanque, el cual lleva una brida de vidrio de 4mm. de espesor, que al
presentarse sobrepresión se rompe, aliviando los gases generados.
Motores y Ventiladores: Los motores utilizados para ventiladores son de 1/4 de
H.P. 220 VCA., los cuales se instalan en las costillas de los radiadores, forzando el
aire para enfriar el aceite. Se debe verificar la rotación correcta de éstos ya que
nunca deben aventar aire hacia el tanque.
Radiadores: Independientemente del tipo de enfriamiento que se tenga, forzado
o natural, el aceite circula a través de los radiadores de arriba hacia abajo,
ayudando con esto a mantener la temperatura de trabajo del transformador, es
por esto que los radiadores son muy importantes.
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Electromecánica y Operación Sistema
Bombas de Circulación de Aceite: Las bombas de circulación de aceite para
enfriamiento del transformador,
son bombas centrífugas especialmente
diseñadas, cada una consiste de un motor y bomba acoplados y sellados en su
propia carcaza con las características siguientes: 3 H.P 220 VCA. 600 ciclos
950/1140 RPM. Es importante observar la operación del indicador de flujo.
Indicador de Flujo de Aceite : Este es un indicador que consta de un flotador, el
cual va sumergido en el aceite, y una carátula donde a través de un imán, al
moverse de flotador por el flujo producido por la bomba, hace cambiar una aguja
de "OFF" a "ON", haciendo operar un contacto de alarma.
Radiadores: Independientemente del tipo de enfriamiento que se tenga, forzado
o natural, el aceite circula a través de los radiadores de arriba hacia abajo,
ayudando con esto a mantener la temperatura de trabajo del transformador, es
por esto que los radiadores son muy importantes.
Operación del Sistema Inertaire: Cuando los transformadores están calientes el
aceite y el gas se dilatan. El gas que queda sobre el aceite es expulsado. Cuando el
trasformador "respira". A menos que adopten medidas preventivas, el aire
arrastrará humedad durante este proceso, que será fácilmente absorbida por el
aceite, reduciéndose con ello sus propiedades dieléctricas. Además, el oxígeno en
contacto con el aire tiende a oxidar el aceite y forma un producto espeso que se
adhiere al devanado, obstruyendo los conductos del aceite y dando lugar a veces
a combustiones puede ser causa de una condición anormal para el transformador
y debe verificarse de inmediato; lógicamente existe un mayor riesgo cuando ha
operado una alarma de emergencia.
Relevador de Sobrepresión: El relevador de sobrepresión súbita, protege al
tanque del cambiador de derivaciones contra presiones altas, originadas por los
gases que se generan al efectuar los cambios, sus componentes son: cámara de
expansión, micro contactos, fuelle y una espréa igualadora de presiones, todo
contenido en una caja hermética sellada, montada en la parte superior del
cambiador. Su operación se realiza cuando la presión alcanza 10 LB/pg², cerrando
su contacto de alarma, para avisar que algo anormal hay dentro del cambiador de
derivaciones.
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Electromecánica y Operación Sistema
4.1.7 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO.
4.1.8 OPERACIÓN EN PARALELO DEL TRANSFORMADOR
Para que dos bancos funciones idealmente en paralelo es necesario que se
cumplan tres condiciones:
1.
2.
3.
Que sean de la misma capacidad.
Que tenga la misma relación de transformación.
Que tengan la misma impedancia.
Con esto se garantiza que los transformadores trabajarán en una forma eficiente
sin sobrecargarse uno más que el otro.
En la práctica esto no sucede ya que aunque dos transformadores son del mismo
fabricante, de la misma capacidad y de la misma relación, la resistencia que
presentan sus devanados son diferentes y uno tiene más pérdidas que el otro, lo
que ocasiona que la eficiencia disminuya. Cuando dos transformadores se van a
poner en paralelo y de acuerdo al arreglo existente en la subestación, debemos
igualar los voltajes de los bancos y en estas condiciones realizar dicho paralelo.
Cambiador de Derivaciones: En los transformadores de potencia, se tienen
cambiadores de derivaciones en sus devanados primarios (H) y secundarios
(X), mismos que tienen la función de regular la relación de transformación en el
banco, siendo una de sus características que uno de estos cambiadores se
trabaja sin carga y otro bajo carga.
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Electromecánica y Operación Sistema
Cambiador de Derivaciones Sin Carga: Este cambiador, como su nombre lo
indica, se opera únicamente con el transformador fuera de servicio y
generalmente tiene 5 tap´s o derivaciones. Normalmente se encuentra
instalado en el devanado de baja tensión (secundario) esta información la
podemos obtener de la placa de datos de cada transformador.
Cambiador de Derivaciones Bajo Carga: A diferencia del anterior, lo operamos
con el transformador energizado y con carga, tiene 33 tap´s o derivaciones, este
cambiador normalmente está instalado en el lado de alta tensión (primario).
Operación del Cambiador de Derivaciones: El cambiador de derivaciones
puede operarse de diferentes formas, de acuerdo a las condiciones existentes
en la subestación, estas son en forma mecánico-manual, eléctrico-manual o
automáticamente. Para describir cada una de las formas ya mencionadas de la
operación de los cambiadores de derivaciones, empezaremos por describir la
más sencilla de ellas.
Operación Mecánico-Manual: El mecanismo es similar en la mayoría de los
transformadores, a continuación se hará la descripción del cambiador de
derivaciones (bajo carga) del transformador MITSUBISHI, de relación de
transformación de 85 a 23Kv.
Los pasos a seguir son los siguientes:
1.
Introducir la palanca de operación, teniendo cuidado de hacer
coincidir la entrada para la cuña correspondiente.
2.
Una vez introducida la palanca, se deberá presionar esta, hacia
el fondo. Dando un pequeño giro, para que el mecanismo se acople, con
esto se bloquea el control eléctrico por lo que no hay posibilidad de que
este llegara a operar.
3.
De esta manera podrá operarse el cambiador para subir o bajar
como lo indican las flechas, con solo girar la palanca en el sentido
correspondiente, hasta obtener la posición deseada.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
4.
Retirar la palanca de operación manual, con lo que se observara
que el birlo (rojo) que se encuentra en la parte central de la flecha,
quedara salido con respecto a la misma flecha por lo que hay que
presionar dicho birlo.
Operación Eléctrico-Manual-Local: En el mismo gabinete donde se efectúa la
operación Mecánico-Manual, se puede operar eléctricamente, para hacerlo de
esta forma, se deberán seguir los siguientes pasos:
1.
Verificar el birlo (rojo) que se encuentra en la parte central de la
flecha se encuentra al ras de la misma.
2.
Observar que el interruptor termo magnético de alimentación de
corriente alterna al motor se encuentre en posición “ON”.
Operación Eléctrico-Manual-Remoto: Existe otra forma de operar en forma
eléctrico-manual al cambiador de tap’s, esta es a control remoto, aunque este
control remoto se encuentre en el mismo transformador, solo que en la parte
frontal del mismo. Se hará ejecutando los siguientes pasos:
1. Verificar las condiciones que se mencionan en los puntos 1 y 2 de la
operación Eléctrico-Manual-Local.
2. La perilla de alimentación de 125 v debe encontrarse en posición
dentro, con lo que se alimenta a todo el control eléctrico del cambiador
de derivaciones, incluyendo bombas y ventiladores.
3. Colocar la perilla de control de paralelismo en la posición simple.
4. Colocar la perilla del cambiador de tap´s en la posición manual.
5. Se opera la perilla del motor para subir o bajar de tap’s. Al accionar
esta perilla se energizaran los relevadores que mandan subir de tap´s y
los relevadores que mandan bajar de tap´s, efectuándose el cambio de
posición que podrá observarse en el indicador correspondiente.
Operación Automática: En condiciones normales de operación el cambiador de
derivaciones estará trabajando en automático, esta operación la realiza por
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
medio de las señales que le envía el transformador de potencial (TP) ubicado en
el interior del transformador, misma que llega al relevador auxiliar de operación
y este de acuerdo a la calibración que tenga, nos enviara una señal de corriente
directa, a los relevadores auxiliar comando subir y al relevador auxiliar
comando bajar según sea el caso y conjuntamente con su relevador auxiliar,
ejecutara el cambio de TAP, para que esto se lleve a cabo, la señal de voltaje
alta o baja se tienen que mantener presente durante un minuto y
posteriormente envía la señal de subir o bajar. Si no se mantiene un minuto no
enviará cambio de TAP.
En algunos transformadores el cambiador de derivaciones trabaja con
corriente, mismas que son enviadas al transformador por un transformador de
corriente (TC) ejemplo: IEM, TAKAOKA.
Las condiciones para esta operación automática son las siguientes:
1. Verificar que la birlo (rojo) que se encuentra en la parte central de
la flecha, se encuentre al ras de la misma.
2. Observar que el interruptor termo magnético de alimentación de
corriente alterna al motor se encuentre en posición “ON”.
3. Colocar el selector de control de paralelismo en la posición simple.
4. Colocar también el selector del cambiador de TAP’S en la posición
automático.
Estando ambos selectores colocados en las posiciones ya mencionadas, los
cambiadores de derivaciones trabajaran automáticamente de acuerdo con las
variaciones de voltaje.
Estos son los medios por los cuales podemos regular la relación de
transformación de los transformadores de potencia trifásicos, en los
transformadores monofásicos, esta regulación la hacemos por medio del
regulador de voltaje.
4.1.9 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO:
Con frecuencia hay que conectar instrumentos de medida, aparatos de
protección, relés, etc., que vigilan tensiones y corrientes elevadas; si no se
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
dispusiera de tales transformadores, sería imposible trabajar con magnitudes
de corrientes y tensiones muy altas que provocarían dificultades insalvables
tanto en los propios instrumentos como en los dispositivos de protección y
maniobra.
Además, no se puede olvidar el riesgo que encierran las altas tensiones para el
operario que se encuentra en trabajos de conservación y mantenimiento de las
instalaciones eléctricas. Pueden resolverse estas dificultades reduciendo las
tensiones e intensidades de corriente a valores aceptables mediante el empleo
de los transformadores de medida.
De esta necesidad, surge el transformador de tensión (TP) y el de corriente (TC),
los cuales deben cumplir con una serie de requisitos y características generales
de construcción.
Características generales:
a) Deben aislarse los circuitos y aparatos de medida de alta tensión.
b) Se tienen que evitar perturbaciones electromagnéticas causadas por
fuertes corrientes, reduciendo las intensidades de cortocircuito a
valores admisibles.
c) Hay que obtener intensidades de corriente o tensiones proporcionales
a las que se desea medir y vigilar.
d) Los transformadores de tensión y de corriente deben ser siempre los
modelos aprobados oficialmente.
Transformadores de potencial (TP): Los transformadores de potencial, tanto
desde el punto de vista teórico como en el de la construcción, son análogos a
los transformadores de potencia. Para mayor seguridad del operario, los
transformadores de tensión van instalados en paneles centralizados a través de
los cuales no se puede acceder a la alta tensión, además de que el
arrollamiento secundario debe ir conectado a tierra.
Dentro de la forma constructiva de estos transformadores, hay que vigilar de
manera especial, el aislamiento entre ambos arrollamientos, por el riesgo que
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
suponen los valores altos de tensión y por las precauciones que se deben tomar
dentro de la problemática del campo de las medidas eléctricas.
Transformadores de corriente (TC): En los transformadores de corriente, la
tensión secundaria es muy pequeña, por serlo el valor de la impedancia de los
embobinados de los aparatos conectados a este arrollamiento.
La carga efectiva de los transformadores de corriente está constituida por el
consumo de las bobinas amperimétricas y de los aparatos conectados a este
arrollamiento.
4.2
ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN TRANSFORMADOR:
El transformador es un aparato empleado para transferir energía eléctrica de un
circuito de corriente alterna a otro, sin variar la frecuencia.
Como su nombre lo indica transfiere el voltaje y la corriente ya sea elevándolo
o reduciéndolo en cuyo caso se tiene un transformador elevador o un
transformador reductor respectivamente.
1.-Núcleo
2.-Devanados
3.-Aislamiento
4.-Tanque o recipiente
5.-Boquillas
6.-Tanque conservador
7.-Radiadores
8.-Cambiador de derivaciones
9.-Válvulas de sobrepresión
11.-Rele de protección (Buchholz)
12.-Indicador de temperatura
13.-Transformador de corriente
14.-Equipo de control del sistema de
presurización
15.-Ventiladores
16.-Indicador de flujo de aceite
17.-Bombas circulación forzada de aceite
18.-Ruedas
19.-Cabezales de los paneles de
enfriamiento
Núcleo: Es un circuito magnético que transfiere la energía de un circuito a otro.
Esta constituido de laminaciones de acero al silicio, con entrehierro. Las
laminaciones normalmente están barnizadas, para aislarlas entre si y reducir las
corrientes parásitas o armónicas.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Devanados: Constituyen los circuitos de alimentación y carga, del devanado
primario (H), crea un campo magnético que circulará por el núcleo induciendo
por el devanado secundario (X) una fuerza electromotriz.
Tanque: Su función es radiar el calor producido por el transformador, siendo el
medio de refrigeración en aceite.
Boquillas: Son utilizadas para conectar los devanados primarios, secundarios y
terciarios del transformador con sus respectivos circuitos.
Accesorios Auxiliares: Los transformadores cuentan con todo un equipo de
accesorios que cumplen varias funciones:
Aumentar la eficiencia del transformador
Aumentar las protecciones del transformador
Aumentar las protecciones del trabajador
Refrigeración de los Transformadores:
En los transformadores que trabajan con grandes corrientes o grandes potencias
el calentamiento de los conductores es alto, por esto es necesario vigilar y
controlar la temperatura a través de la refrigeración, ya que si esto no se hace,
estos calentamientos pudieran ocasionar deterioro en el aislamiento del
transformador bajando su eficiencia y pudiendo ocasionar fallas, por ejemplo un
corto circuito entre espiras o entre devanados y devanados a tierra.
La energía que se pierde en un transformador normalmente es en forma de calor.
Aunque esta energía sea solo una pequeña parte comparada con la potencia del
transformador, sí representa una cantidad razonable en transformadores de gran
potencia.
Entre mayor es la potencia del transformador, más difícil resulta disipar el calor.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Es necesario transportar el calor desde los puntos donde se produce, es decir en
el interior de los arrollamientos y del núcleo, a las superficies de radiación del
transformador y luego debe eliminarse el calor de estas superficies por medio del
aceite que aparte de ser aislante es agente de enfriamiento.
Cada hora se registra la carga (kw,mw), en cada uno de los bancos, esta lectura
no indica si existe alguna sobrecarga que puede dañar al transformador; o
también si tenemos cierta flexibilidad para conectar más carga en caso de
emergencia ó de alguna licencia.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
4.3
MEDICIONES EN EL TRANSFORMADOR
Cada hora se registra la corriente que está requiriendo la carga en el
transformador y nos indica si existe alguna sobrecarga que pueda dañar al
equipo, también nos indica si tenemos cierta flexibilidad para conectar más
carga en caso de emergencia ó alguna licencia.
4.4 PROTECCIONES
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
50TT
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE ALTA TENSIÓN
51T
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE BAJA TENSIÓN
50 1, 2,3 RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA INSTANTÁNEO
DE SOBRECORRIENTE
51
RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE C.A. CON TIEMPO
63
RELEVADOR DE PRESION BUCHHOLZ
87
RELEVADOR DE PROTECCION DIFERENCIAL
67
RELEVADOR DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE C.A.
4. 5 ALARMAS
4.6 CARGA NOMINAL
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
4.7 PRUEBAS Y VALORES DE NORMA PARA LA PUESTA EN SERVICIO DEL
TRANSFORMADOR
4.7.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO (humedad externa del aislamiento)
Interpretación de Resultados
Índice de Absorción
Índice de Absorción
Menor de 1
De 1 a 1.1
De 1.1 a 1.25
De 1.25 a 1.4
De 1.4 a 1.6
Mayor de 1.6
Menor de 1
De 1 a 1.5
De 1.5 a 2
De 2 a 3
De 3 a 4
Mayor de 4
Clasificación del
Aislamiento
Peligroso
Pobre
Dudoso
Regular
Bueno
Excelente
4.7. 2 FACTOR DE POTENCIA (humedad interna del aislamiento)
De 0.5 a 2
Mayor de 2
Interpretación de Resultados
Temperatura de 20°C
Aceptable
Temperatura de 20°C
Investigar la causa es
peligroso
Nota: Solicitar estas pruebas y reportarlas con los Ing´s del sector o sistema.
4.7.3 RELACION DE TRANSFORMACION
Interpretación de Resultados
Comparar la Relación Técnica contra la medida, tomando en consideración los
límites establecidos por Luz y Fuerza:
Límite Inferior = Relación medida x 0.995
Límite Superior = Relación medida x 1.005
Nota: Solicitar estas pruebas y repórtelas con los ingenieros del sector o
Sistema.
4.7.4 RIGIDEZ DIELECTRICA AL ACEITE
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Interpretación de datos
Norma ASTM
877
1816
1816
Separación
2.54mm
2.04mm
1.02mm
Valores L y F
40
30
25
Valores norma
30
25
20
Nota: Solicitar estas pruebas y reportarlas a los ingenieros del sector o Sistema
4.7.5 DETECCION DE FALLAS EN TRANSFORMADORES POR ANALISIS DE
CROMATOGRAFIA DE GASES
1952 SE DESCUBRIO EL PRIMER INSTRUMENTO
QUE UTILIZO LA TECNICA HOY LLAMADA
CROMATOGRAFIA
ANALISIS APLICADOS A LOS GASES EN
LOS TRANSFORMADORES Y
REACTORES
CROMATOGRAFIA
PARA SEBER QUE GASES EXISTEN Y
LA CANTIDAD
HERRAMIENTA UTIL EN EL MANTENIMIENTO
PREDICTIVO PARA DETECTAR FALLAS
SEVERAS E INCIPIENTES
EVITAR INTERRUPCIONES DE ENERGIA
ELECTRICA BAJO CONDICIONES DE
EMERGENCIA
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
GASES POR ENVEJECIMIENTO
NATURAL
TRANSFORMADOR
DE POTENCIAL
GASES POR RESULTADO
DE FALLAS
DETECTAR A TIEMPO LAS FALLAS
DAÑO SEVERO AL EQUIPO
4.7.6 METODO DE LA CSUS (California State University Sacramento).
Agrupa las fallas de transformadores en cuatro grupos diferentes considerando
cantidades normales y anormales de cada gas en el aceite.
SUBESTACIONES
Página 67
Electromecánica y Operación Sistema
GAS
NORMAL
ANORMAL
INTERPRETACIÓN
HIDRÓGENO
150 PPM
1000
ARQUEO-CORONA
METANO
25
80
CHISPORROTEO
ETANO
10
35
SOBRECALENTAMIENTO
NORMAL
ETILENO
20
150
SOBRECALENTAMIENTO
SEVERO
ACETILENO
15
70
ARQUEO
MONÓXIDO DE CARBONO
500
1000
SOBRECALENTAMIENTO
SEVERO
HIDROXIDO DE CARBONO
10000
15000
SOBRECALENTAMIENTO
SEVERO
NITRÓGENO
1.10%
NO
ANORMAL
OXIGENO
0.2 - 3.5%
NO
ANORMAL
0.03%
5%
SUBESTACIONES
GASES COMBUSTIBLES
Página 68
Electromecánica y Operación Sistema
CAPACITORES
SUBESTACIONES
5.1
Definición
5.2
Función del Capacitor en las Subestaciones
5.3
Comportamiento
5.4
Banco de Capacitores
5.5
Protecciones del Banco de Capacitores
Página 69
Electromecánica y Operación Sistema
5.1 DEFINICION: De las combinaciones anteriores el resultado final se refleja
en el grado de aprovechamiento de la energía suministrada a la carga y se
puede medir. Este grado de aprovechamiento se llama Factor de Potencia (F. P.)
¿Qué es un capacitor?: Es un dispositivo eléctrico, formado por dos placas
conductoras, separadas por un medio aislante (aire, mica, aceite, etc.) y que al
aplicarle una tensión almacena carga eléctrica.
Construcción:
Los Capacitores de alta tensión están sumergidos generalmente en líquidos
dieléctricos, y todo el conjunto está dentro de un tanque pequeño,
herméticamente cerrado. Sus dos terminales salen al exterior a través de dos
boquillas de porcelana, cuyo tamaño dependerá del nivel de tensión del sistema
al que se conectarán.
5.2 FUNCION DEL CAPACITOR EN LAS SUBESTACIONES
Función: Una de las funciones más importantes
del capacitor, es la de corregir el factor de
potencia en líneas de distribución y en
instalaciones industriales, aumentando la
capacidad de transmisión de las líneas, el
aprovechamiento de la capacidad de los
transformadores y la regulación del voltaje en los
lugares de consumo.
SUBESTACIONES
Página 70
Electromecánica y Operación Sistema
5.3
COMPORTAMIENTO
i) Con C.D:
Cuando se conecta a una fuente de C.D se carga. El tiempo de descarga es
variable de acuerdo a la resistencia de descarga. Su comportamiento ante C.D
es de circuito abierto, ya que hay circulación de C.D mientras se carga el
capacitor. Después de cargado ya no hay circulación de corriente.
ii) Con C.A:
Su comportamiento ante la C.A es de un circuito cerrado, es decir, que la C.A se
transmite a través del capacitor.
La corriente depende del voltaje aplicado y de la capacidad del capacitor.
La capacidad del capacitor depende del grueso del aislante, el tipo del mismo y
de la superficie de las placas.
El capacitor no consume potencia.
Distancia de seguridad y conexión atierra: Después de que se desenergize un
Banco de Capacitores, se debe esperar al menos 5 minutos antes de
aproximarse a él. Esto es para permitir el tiempo suficiente a las resistencias de
descarga internas en cada unidad de capacitor, para disipar la energía
almacenada. Estas resistencias se diseñan para reducir el voltaje a través de
unidades de capacitores individuales a menos de 50V en 5 minutos. Sin
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
embargo, se deben aplicar cables de tierra se seguridad a todas las fases para
cortocircuitar y aterrizar el banco. En Bancos de Capacitores grandes, se
instalan desconectadores de tierra permanentes para lograr lo anterior.
Unidades de capacitores abolsadas (abombadas): Unidades excesivamente
abolsadas indican una presión interna excesiva causada por un
sobrecalentamiento y/o la producción de gases durante una probable condición
de arqueo. Estas unidades deben ser manejadas cuidadosamente.
Reenergización: Al poner nuevamente un capacitador en servicio, se debe
verificar que todos los cortos y tierras que se instalaron durante el
mantenimiento sean removidos. Esperar un mínimo de 5 minutos entre la
desenergización de un banco de capacitores y la reenergización, que permita el
tiempo suficiente para que se disipe la energía almacenada.
Riesgos con el Askarel: Por muchos años los reportes aislados en la Medicina
del Trabajo, concernientes a los efectos tóxicos del Askarel eran de poco
interés; sin embargo, recientemente su importancia como contaminantes del
medio ambiente aumentó, debido a incidentes como el ocurrido en Japón en el
año de 1968 que afectó a más de 1000 personas. El Askarel mezclado con aceite
de arroz no era perceptible y la gente que lo consumió desarrolló problemas de
salud.
Los trabajadores involucrados en la operación, mantenimiento y/o limpieza de
transformadores y capacitores eléctricos, pueden accidentalmente entrar en
contacto con él, y por lo tanto estar expuestos a la contaminación.
Los efectos de una intoxicación grave por Askarel en el hombre y los animales,
se manifiestan por daños a la vista, trastorno intestinal, afección hepática,
renal, cardiaca y genética.
SUBESTACIONES
Página 72
Electromecánica y Operación Sistema
Actualmente, la mayoría de los materiales para capacitores han sido mejorados,
siendo muy notoria la mejora del dieléctrico. Estos nuevos dieléctricos no
contaminan el ambiente y no son un peligro para la salud; tienen propiedades
eléctricas y químicas muy superiores a los PCB’s también conocidos como
Askarel. Resultan excelentes para usarse como aislamiento en capacitores.
Todos los dieléctricos utilizados en la actualidad son hidrocarburos puros. Los
materiales halogenados han sido completamente abandonados, debido a que
los no halogenados presentan mejores propiedades ambientales, como
biodegradabilidad.
5.4
BANCO DE CAPACITORES
a) Conexión: En las subestaciones eléctricas de distribución, los capacitores se
instalan en grupos llamados bancos.
Los bancos de capacitores de alta tensión, generalmente se conectan en
estrella, con neutro flotante y rara vez con neutro conectado a tierra.
Los bancos de capacitores con neutro flotante se pueden agrupar formando
tres tipos diferentes de conexiones, utilizando en todos los casos, fusibles
individuales en cada capacitor.
SUBESTACIONES
Página 73
Electromecánica y Operación Sistema
Simple estrella, un grupo
Doble estrella, un grupo
Simple estrella, dos grupos en serie
Esta conexión es apropiada para sistemas
Con tensiones nominales superiores a 34.5 Kw
Conexión Utilizada en Subestaciones
SUBESTACIONES
Página 74
Electromecánica y Operación Sistema
5. 5
59
PROTECCIONES DEL BANCO DE CAPACITORES
Relevador de
sobre voltaje.
50/51 Relevador de
sobre corriente.
86X Relevador
auxiliar de disparo y
bloqueo definitivo
por
protección
primaria.
86R Relevador
auxiliar de disparo y
bloqueo definitivo
por
protección
secundaria.
52
Interruptor de
23 Kv.
TP Transformador
de Potencial.
TC Transformador
de Corriente.
Protecciones por Relevadores
Conexión Utilizada en Subestaciones
SUBESTACIONES
Página 75
Electromecánica y Operación Sistema
SISTEMA CONTRA INCENDIO
SUBESTACIONES
6.1
Teoría del Fuego
6.2
Prioridades peligrosas de los combustibles
6.3
Fuentes de Ignición
6.4
Extinción de Incendios
6.5
Clasificación del Fuego
6.6
Operación del Extintor
6.7
Sistema Contra Incendio en Subestaciones
6.8
Operación del Sistema Contra Incendio
Página 76
Electromecánica y Operación Sistema
6.1 TEORIA DEL FUEGO
Combustión: Es un fenómeno químico en el que se combina el combustible con
el oxigeno del aire formando bióxido de carbono, (casualmente se forma
monóxido de carbono, el cual es muy venenoso) y vapor de agua con
desprendimiento de luz y calor.
Por el sólo hecho de poner en contacto el aire y
el combustible no se va a iniciar la reacción
química, es necesario la presencia de energía
como el calor para que comience la reacción.
Una vez iniciada ésta, va a generar el calor
necesario para continuar. De lo anterior se
puede deducir que para que exista el fuego se
necesitan reunir tres factores que son:
1.- VAPORES COMBUSTIBLES. El combustible
para poder arder, se debe encontrar en forma
de vapor, si le aplicamos un cerillo a un trozo
de madera, ésta no se prende ya que no llega a
producir vapores. El caso contrario son los
líquidos muy volátiles, como la gasolina que
debido a la fuerte vaporización que presenta
arde con mucha facilidad.
FOTO TOMADA EN S.E.
AURORA
2.OXIGENO DEL AIRE. Como ya hemos dicho, el combustible se combina con
el oxígeno del aire al arder, de ahí que al oxígeno se le denomine "comburente",
ya que ayuda a la combustión.
Existen otras substancias que tienen el mismo efecto del oxígeno, como es el
cloro.
3.- ENERGIA. (Calor). El calor es una forma de energía y trae como efecto la
elevación de la temperatura de los reactivos iniciando la reacción.
SUBESTACIONES
Página 77
Electromecánica y Operación Sistema
La reunión de éstos tres factores siempre nos producirán fuego. Se acostumbra
representar por un triángulo, ya que el número de factores es igual a los lados del
triángulo.
6.2 PROPIEDADES PELIGROSAS DE LOS COMBUSTIBLES.
Ya hemos hablado de la necesidad de que el combustible se encuentre en
forma de vapor para poder arder, lo que nos muestra la importancia de la
temperatura a la que empieza a desprender vapores un combustible, a ésta
temperatura, se le llama “Temperatura de ignición” o “Flash Point” para la
gasolina el flash point es de cerca de 7C, en cambio para la kerosena es de
49C.
Otro dato importante de las combustibles es la “Temperatura de auto ignición”,
que es la temperatura a la cual la mezcla de vapores combustibles y aire se
inflama sin necesidad de una fuente de ignición. En el caso de la gasolina la
temperatura de auto ignición es de 257C y la Kerosena de 254C.
Los vapores combustibles para poder arder en el aire, requieren que se
encuentren en cierta proporción ya que si la cantidad de vapores es muy
pequeña la mezcla estará “pobre” y no arderá; en el caso de que la cantidad de
vapores combustibles sea muy alta, la mezcla estará “muy rica” y tampoco
arderá. Para que la mezcla pueda arder, o mejor dicho, sea una “mezcla
inflamable”, se necesita que esté dentro de ciertos límites que se denominan
“límites de inflamabilidad”.
6.3
FUENTES DE IGNICION
En las subestaciones, podemos tener muchas y muy variadas fuentes de
ignición, para facilitar su análisis los agruparemos de la siguiente manera:
1. CHISPAS POR FRICCION: Pueden dar la suficiente energía para iniciar la
combustión. Este tipo de chispas son producidas al friccionar metales, etc.
2. CORRIENTE ELECTRICA: Los circuitos eléctricos están siempre expuestos a
producir chispas o arcos, no solo en altos voltajes; también en baja tensión; se
pueden originar chispas en interruptores, apagadores o cortos circuitos con
SUBESTACIONES
Página 78
Electromecánica y Operación Sistema
energía suficiente para prender los vapores combustibles. También los focos al
romperse, al contacto de los vapores combustibles con el filamento caliente,
arderán. De ahí la importancia de que en las áreas de peligro las instalaciones
eléctricas sean, “a prueba de explosión”. Otro peligro que presentan los
circuitos eléctricos son las resistencias eléctricas o parrillas generan suficiente
calor para arder los vapores combustibles.
3. ELECTRICIDAD ESTATICA: Al fluir líquidos y gases por tuberías y equipos,
generan electricidad que se va acumulando hasta llegar a cantidades tales que
produzcan chispas, por lo que los equipos (bombas, tuberías, recipientes, etc.)
deben estar conectados a tierra a fin de que se disipe la electricidad formada.
4. COMBUSTION ESPONTANEA: Existen substancias en las subestaciones que
cuando se ven expuestas al sol, a descargas atmosféricas o a arcos producidos por
la corriente eléctrica, reaccionan espontáneamente y arden; tal es el caso de la
basura, hierba seca, pasto etc.
6.4 EXTINCION DE INCENDIOS
La extinción de incendios se basa en eliminar uno de los tres factores necesarios
para que exista el fuego, teniendo así tres métodos para la extinción de fuegos:
1. Enfriamiento: Este método se basa en la eliminación de calor para evitar que
continúe la combustión. Un agente que absorbe gran cantidad de calor, enfriando
en forma muy eficiente es el agua, que correctamente aplicada es muy útil. Otra
forma de enfriar es que los gases de la combustión se dividan y entren en
contacto con el aire enfriándose, esto se logra al pasar a través de una rejilla
como en los arrestadores de flama de los tanques de almacenamiento.
2. Sofocamiento: Consiste en evitar que entren en contacto el oxígeno del aire
y los vapores combustibles; esto se logra en dos formas, la primera se basa en
crear una atmósfera inerte (exenta de oxígeno), por medio de agentes
extintores como el bióxido de carbono, los polvos químicos secos y líquidos
vaporizan tés. La otra forma es aislar el combustible del aire por medio de una
capa intermedia, que es el caso de la espuma química, las espumas mecánicas y
el agua liviana.
SUBESTACIONES
Página 79
Electromecánica y Operación Sistema
3. Eliminación de Combustible: Desde luego, el eliminar el combustible siempre
traerá la extinción del fuego, como es el caso de las estufas de gas de nuestras
casas. En algunos casos como en el de los incendios de gases es preferible
eliminar el combustible para extinguirlo, ya que de seguir cualquier otro método
la fuga de gas continuaría creando una atmósfera explosiva y un peligro mayor.
6.5 CLASIFICACION DEL FUEGO
Los fuegos se clasifican según el tipo de combustible que está ardiendo ya que
es éste quien determina el método de extinción.
CLASE DE
INCENDIO
TIPO DE
COMBUSTIBLE
METODO DE
EXTINCION
AGENTE EXTINTOR
Agua
A
Sólidos que dejan
residuo carbonoso
Espuma
Enfriamiento
Polvo
ABC
Espuma
Polvos Químicos
B
Líquidos y gases
Sofocamiento
Líquido Vaporizante
CO2
CO2
C
Circuitos Eléctricos
Sofocamiento
Polvos Químicos
D
SUBESTACIONES
Metales
Combustibles
Sofocamiento
Polvo Especial para
Incendio Clase D.
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Electromecánica y Operación Sistema
6.6.
OPERACIÓN DEL EXTINTOR
I). Extintor de Polvo Químico Seco Marca ANSUL.
Se descuelga el extintor del gancho que lo soporta, con la mano de su
preferencia sujete firmemente la manija; con la otra se toma de su base;
entonces se eleva un poco hasta que el extintor se desprenda de su soporte.
Lleve el extinguidor hasta el lugar del incendio, sin quitar el seguro. Al llegar al
fuego paralelo en el suelo y ahora sí quite el seguro; sin soltar la manija, empuje
hacia abajo el percusor que dice “push” con la mano derecha, tome la
manguera por la boquilla y acciónela apretando el maneral disparador. Dirija la
descarga de polvo químico a la base de las llamas en forma continua y
moviendo lentamente la boquilla en forma de vaivén para barrer el fuego.
II). Extintor Presurizado de Polvo Químico Seco.
Para operarlo se debe descolgar el extinguidor de su soporte, la mano
derecha sujeta la parte superior y la izquierda la base, se debe subir un poco
para que se zafé el soporte. Lleve el extintor al lugar del incendio sin quitar la
argolla o seguro, se coloca en el suelo, se quita la argolla y tomando la boquilla
con la mano izquierda, se oprime la palanca de la válvula hacia abajo con la
mano derecha, dirigiendo el polvo hacia la base del fuego con movimiento de
“vaivén”.
6.7 SISTEMA CONTRA INCENDIO EN SUBESTACIONES
En una subestación existen varios puntos en donde se puede producir un
incendio, como el salón de tableros, trincheras de cables, interruptores,
transformadores de corriente, transformadores de potencial y principalmente
en los transformadores de potencia, por lo cual se hace necesario contar con
protecciones contra incendio, localizados en diversas zonas clave de la
subestación.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
I). Sistemas de Protección:
En las instalaciones eléctricas se pueden utilizar diferentes métodos de
protección contra incendio, entre los cuales se tienen los siguientes:
1.- Separación adecuada entre transformadores.
2.- Muros separadores, no combustibles, entre transformadores.
3.- Fosas.
4.- Sistemas fijos, basados en polvo químico seco.
5.- Sistemas fijos, basados en alón.
6.- Sistemas fijos, basados en bióxido de carbono.
7.- Sistemas fijos, basados en agua pulverizada.
La instalación de un SCI en una subestación se puede considerar repartido en
dos zonas principales:
a) Área de la subestación, sin incluir la zona de los transformadores: En este
primer caso, se utiliza una serie de extinguidores portátiles, cargados con
bióxido de carbono, a presión, que se reparten y fijan sobre diversas
columnas de las estructuras de las áreas de alta y baja tensión. Así como
dentro del salón de tableros. La cantidad es variable y depende del área
que abarque la subestación en cuestión.
b) Área de los bancos de transformadores: En este segundo caso, que trata
de la protección de los transformadores de potencia, se encuentra el área
más peligrosa por la gran cantidad de aceite que contienen los tanques de
éstos.
En caso de un cortocircuito, la energía desarrollada por éste, gasifica el aceite
interno produciendo una onda de presión, o bien, un arco que por sí mismo
puede reventar el tanque, originando un chorro de aceite en combustión. A
continuación del chorro de aceite, se produce el vaciado de todo el aceite en
proceso de combustión.
Para reducir al máximo los efectos anteriores, primero se considera que la
duración del cortocircuito es muy breve, por la rapidez con que actúa la
protección eléctrica del sistema, y segundo, una vez que cesa el proceso de
arqueo, continúa ardiendo el aceite, tanto el que sigue escurriendo como el que
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
ya está depositado en el suelo. Para eliminar éste incendio, se puede utilizar
cualquiera de los métodos señalados anteriormente.
II). Separación entre los Transformadores:
Se considera que una separación entre transformadores de 8metros como
mínimo, es suficiente para evitar la propagación del fuego de los demás
aparatos. Esta distancia debe crecer a medida que aumente la capacidad de los
transformadores.
III). Muros no Combustibles:
Sistema de protección a base de muros de material no combustible entre los
transformadores para proteger del incendio a otras unidades adyacentes al
transformador que se esté quemando.
Los muros deben tener una altura que sobrepase en 1.50m. de altura a la tapa
del transformador, y su longitud horizontal debe rebasar unos 0.60m. la
longitud horizontal del mismo, incluyendo radiadores.
CAPACIDAD DEL
CANTIDAD DE
DISTANCIA LIBRE NECESIDADES DEL
TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR
ENTRE
MURO
ES
TRANSFORMADOR
ES
30 MVA
2 o más
Mayor de 12 m.
Menor de 12 m.
No
Si
50 MVA
2 o más
Mayor de 12 m.
Menor de 12 m.
No
Si
100 MVA o más
2 o más
Mayor de 12 m.
Menor de 12 m.
No
Si
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Los muros deben tener una altura que sobrepase en 1.50m de altura de la tapa
del transformador. La longitud horizontal debe sobresalir unos 60cm de la
longitud horizontal del transformador, incluyendo radiadores.
IV). Fosas: Otro método es la construcción de una fosa debajo de cada
transformador, de un volumen igual al del aceite encerrado en el tanque. El
fondo de la fosa debe estar en contacto directo con la tierra, para que el agua
de la lluvia sea absorbida por ésta, mientras que el aceite no. La fosa se llena de
piedras que tienen la función de enfriar el aceite incendiando y ahogar la
combustión, apagando el incendio. Dicha fosa no debe tener, drenaje para
evitar contaminar con aceite la red de drenaje. En caso de llenarse de aceite la
fosa, y una vez apagado el incendio, se extrae con una bomba. Este es un
sistema contra incendio muy utilizado en Europa, por lo económico.
V). Polvo Químico: Este sistema consiste en un recipiente que almacena polvo,
una red de tuberías provistas de toberas a través de las cuales se descarga el
polvo, impulsado por la presión de un gas inerte, sobre la zona que se trata de
proteger.
El polvo es un compuesto de partículas formadas por una combinación de
bicarbonato de sodio, de potasio y de fosfato de amonio, mezclados con un
material especial que evita la formación de grumos.
Este sistema no debe utilizarse en aquellas partes de un equipo eléctrico que sean
delicadas, ya que los residuos del polvo pueden afectarla.
Además de los sistemas fijos que se están mencionando, conviene instalar un
sistema portátil formado por un carro, sobre el cual se monta un extinguidor de
polvo químico con 68kg de capacidad, y que se utiliza para combatir fuegos
menores fuera del alcance del sistema fijo. Conviene instalar un carro por cada
dos transformadores.
VI). Sistema a Base de Halon: Consiste en un recipiente que contiene el agente
extinguidor, halón presurizado con nitrógeno. La expulsión del halón se efectúa
por medio de las toberas de descarga, localizadas sobre la zona de riesgo.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
El halón es un hidrocarburo halogenado, con una densidad de unas 5 veces mayor
que el aire, es incoloro, inodoro, inhibe la combustión, no es conductor eléctrico,
no es tóxico y no deja residuos sobre las superficies que actúa. Su poder de
extinción es de unas tres veces mayor que el del dióxido de carbono y puede ser
utilizado en áreas cerradas, siempre que la concentración no exceda de un 10%.
VII). Sistema con base en Dióxido de Carbono: Las instalaciones fijas de dióxido
de carbono consisten en un tanque de almacenamiento y en una red de tuberías
rematadas en una serie de toberas, dirigidas hacia los aparatos que se trata de
proteger
VIII). Sistema
Pulverizada:
FOTO TOMADA EN S.E
VALLE DE MEXICO 230KV.
con
base
en
agua
Es el sistema más utilizado para la
protección de transformadores. Consiste
en una red de tuberías en cuyos extremos
se instalan una serie de rociadores, cuya
descarga de agua finamente pulverizada
abarca toda la superficie de cada
transformador. El agua se suministra por
medio de una cisterna y una bomba, o
bien, por medio de una instalación
hidroneumática.
Las instalaciones fijas de dióxido de carbono consisten en un tanque de
almacenamiento y en una red de tuberías rematadas en una serie de toberas,
dirigidas hacia los aparatos que se trata de proteger.
El dióxido de carbono es un gas incoloro, inodoro e inerte con densidad 50%
mayor que la del aire. No conduce la electricidad. Al pasar de líquido a gas se
expande 450 veces, enfriando y sofocando el incendio. No deja residuos en las
superficies. El mismo que produce la presión de descarga en las toberas. No se
debe usar en áreas cerradas donde exista personal, para evitar accidentes.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
El agua, como agente de extinción de incendios, se viene usando desde hace
mucho tiempo, debido a sus propiedades de enfriamiento y sofocación, dilución y
emulsión. A continuación se amplían éstos conceptos.
a). Extinción por Enfriamiento.
Por su alto calor específico, el agua tiene gran capacidad de enfriamiento. Al
entrar en contacto con un material en combustión, absorbe calor por la
transformación del agua en vapor. Al dividirse la masa líquida en partículas
finas, se aumenta y se facilita la evaporación. Por otro lado, conviene que las
partículas sean lo suficientemente pesadas para que al ser proyectadas puedan
vencer la resistencia del aire, la gravedad y el tiro térmico del aire cerca del
incendio.
b). Extinción por Sofocamiento.
Esto sucede cuando las partículas de agua son transformadas en vapor,
aumentando su volumen aproximadamente unas 1700 veces. El gran volumen
generado, desplaza un volumen igual del aire que rodea al fuego, sofocándolo.
c). Extinción por Emulsión.
La emulsión se produce cuando el agua pulverizada es arrojada con fuerza
contra una superficie de aceite u otro material viscoso, produciéndose una
emulsión aceite-agua.
La emulsión con líquidos de baja viscosidad es breve y se mantiene mientras el
agua se sigue aplicando, lo que a su vez produce vapor de agua sobre la
superficie del líquido inflamado.
d). Extinción por Disolución.
Este sistema de extinción sólo se produce en el caso en que los materiales
inflamables sean solubles en el agua, cosa que no ocurre en el caso de incendio
del aceite de un aparato eléctrico:
1.- Tanque hidroneumático de operación automática: El primer caso forma un
sistema sumamente seguro, simple, y requiere poco mantenimiento, además
SUBESTACIONES
Página 86
Electromecánica y Operación Sistema
de no requerir arranques periódicos para tener el sistema a punto de
operación.
2.- Cisterna y unidad de bombeo con motor diesel de operación automática: El
segundo caso requiere tener buena vigilancia en la existencia de combustible
del motor diesel y la carga de los acumuladores, y hacer pruebas frecuentes
para asegurar la disponibilidad del equipo en los casos de emergencia. Además
se requiere una reserva de agua mucho mayor que se almacena en un tanque
abierto o cisterna. Por ser el primer caso, uno de los más utilizados, a
continuación se muestra un ejemplo a lo largo del cual se dimensionan las
principales partes del sistema.
IX). Sistema de Agua Pulverizada con Tanque Hidroneumático.
Como punto de partida se expresan las consideraciones basadas en los
reglamentos y normas que rigen los sistemas contra incendio en subestaciones,
a saber:
1.- Los transformadores cuentan con tuberías fijas provistas de toberas que
pulverizan el agua.
2.- El sistema es de operación manual y automática.
3.- El suministro del agua se efectúa con tanque hidroneumático.
4.- En el sistema se instalan detectores de calor del tipo termoeléctrico que
proporcionan la señal de un relevador auxiliar que, a su vez, desconecta el
transformador y dispara la válvula de diluvio, que controla el agua del tanque
hidroneumático a las toberas, y además energiza la alarma
El tanque hidroneumático (6), generalmente tiene una capacidad de 30m3,
donde se tienen 20m3 de agua y 10m3 de aire a una presión de 7 kg/cm². A
través de una válvula de diluvio para cada transformador, la cual se puede abrir
automáticamente por medio de un electro válvula o manualmente, conecta a
las toberas instaladas alrededor del transformador.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
FOTO TOMADA EN S.E
El llenado del tanque hidroneumático se
efectúa por medio de una motobomba
(1) la cual toma el agua de un tinaco (7)
instalado para tal fin, su operación es
automática o manual.
En automático está controlada por el
nivel del agua del tinaco (9) y el nivel del
tanque hidroneumático (10); es decir, si
el nivel en el tanque hidroneumático es
bajo, arranca la bomba para tratar de
llenarlo siempre y cuando exista un nivel
adecuado en el tinaco.
VALLE DE MEXICO 230KV
Durante el llenado del tanque hidroneumático, cuando baje el nivel en el tinaco,
dejará de operar la bomba y ésta arrancará de nuevo cuando se recupere su nivel.
Esta operación continuará hasta llenar el tanque hidroneumático al nivel
necesario. En posición manual también se deben cumplir las condiciones
anteriores, en caso de que así sea se pulsará el botón de arranque en la estación
de botones del gabinete de control.
Se tiene un compresor (2) para mantener la presión de aire a 7kg/cm² dentro
del tanque hidroneumático (6). Su control puede ser automático o manual. En
posición automático el compresor operará siempre y cuando se tenga el nivel
de agua correcto de 20m3 en el tanque Hidroneumático y se tenga una presión
de aire abajo del valor nominal; si se tienen éstas condiciones el compresor
arrancará hasta alcanzar 7kg/cm² de presión.
En posición manual también se deben cumplir las condiciones anteriores.
Pulsando el botón de arranque en el gabinete de control empezará a funcionar
el compresor. Se tiene un ventilador para que el aire proporcionado por el
compresor no sea demasiado caliente.
El sistema contiene un tablero de control que consta de: dos estaciones de
botones que controlan, el arranque y paro de la bomba y del compresor en
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
forma manual; selectores para decidir las posiciones de operación:
AUTOMATICO-MANUAL-FUERA; lámparas de señalización; termo magnéticos de
alimentación de corriente alterna y los contacto res de operación. En un tablero
adyacente se encuentran los relevadores auxiliares de disparo, de bloqueo
definitivo y reposición manual (23X) de cada banco.
6.8 OPERACION DEL SISTEMA CONTRA INCENDIO
I). En forma Automática.
Cuando algún termo detector de cualquier banco detecta fuego, cierra su
contacto haciendo operar el relevador 23X correspondiente al banco que se
esté incendiando, éste relevador envía una señal de alarma de “OPERO S.C.I.”,
energizará el relevador auxiliar de disparo 86X, (Siempre y cuando esté cerrada
la “cuchilla de bloqueo del S.C.I.” en el tablero del banco), para librar el banco
por el lado de alta tensión y por el de mediana tensión, además de que
energizará la electro válvula.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Al abrir la electro válvula, se libera la presión que mantenía puesto el seguro
mecánico de la válvula de diluvio abriéndose ésta con la presión que se tiene
del tanque hidroneumático, permitiéndose el paso del agua que a través de los
chiflones rocían el tanque del transformador extinguiendo el fuego.
Esta operación también se puede hacer manualmente cuando por alguna razón
haya fallado la operación automática; esto se logra, primeramente librando el
banco abriendo sus interruptores con el conmutador de control y después
operando la válvula manual para librar presión de la válvula de diluvio.
En Forma Manual.
Cuando se presenta fuego en un banco, podría ocurrir que el sistema contra
incendio no operara en forma automática. En este caso se debe tener en cuenta
lo siguiente:
Lo principal que debe tener quien atiende un incendio es la disciplina y el orden
FOTO TOMADA EN S.E
VALLE DE MEXICO 230KV.
Se debe tener un solo coordinador y acatar sus
ordenes sin discutir y en la forma más eficiente
posible. Actuar siempre en equipo y
coordinados. Los equipos de fútbol
se
distinguen porque los jugadores trabajan en
conjunto para lograr un mismo fin; ningún
equipo, hasta la fecha ha ganado si los
jugadores que lo integran quieren lucirse cada
uno por separado. En el caso de Contra
Incendio esto es más grave ya que el no
obedecer órdenes, indisciplinarse y no actuar
en forma coordinada puede hacerle perder la
vida y la de sus compañeros.
El combate de incendios en subestaciones requiere del personal, el
conocimiento del comportamiento del equipo empleado en dicha subestación.
SUBESTACIONES
Página 90
Electromecánica y Operación Sistema
Al atacar un incendio en plantas, casas de compresoras, bombas, etc., es
necesario actuar en forma similar a un ejército, lo primero es evitar que nuestro
enemigo, el fuego, se extienda.
Emplearemos los equipos antes descritos a fin de no permitir que el incendio
llegue a otras áreas.
Una vez logrado esto, se podrá idear con relativa calma la táctica adecuada
para extinguir el fuego; este aspecto requiere, además de los conocimientos
antes explicados, tener en cuenta muchos factores tales como:
El proceso que se lleva a cabo en la planta, equipo afectado, material de que
está construido este equipo, substancias que maneja, condiciones de
operación, condiciones a que está sujeto durante la emergencia, condiciones
del terreno, condiciones climáticas, número de personas que combatirán el
fuego, equipo contra incendios disponible, etc.
En muchos casos el extinguir un incendio declarado puede crear peligros
mayores, como es la posibilidad de una explosión o causar algún daño al equipo
incendiado durante la extinción (como es el caso de un enfriamiento brusco con
agua); así que debemos recordar, que en los incendios lo primero es aislarlos y
controlarlos, posteriormente se procede a la extinción, después de tomar en
cuenta todos los factores necesarios para hacerlo en forma segura y con un
mínimo de daños para la planta.
¡QUE HACER!
Como se describió con anterioridad, el Sistema con base en agua pulverizada
debe funcionar en forma automática, operando las protecciones del equipo y
mandando primero desconexión a los interruptores del banco y después a abrir
la válvula para que se inicie el diluvio que extinguirá el fuego.
Si esto no ocurre así, esto es si algo falla, entonces el Operador de estación se
encargará de realizar lo necesario para que el proceso anterior se lleve a cabo.
Debe tener identificado el lugar que ocupa cada banco, los interruptores del
SUBESTACIONES
Página 91
Electromecánica y Operación Sistema
mismo, así como su control de desconexión, la ubicación del Sistema Contra
Incendios y la de la válvula de operación manual del diluvio.
El operador debe primero desconectar los interruptores del banco en llamas
tanto por el lado de alta como por el lado de baja tensión. Enseguida se dirigirá
al sitio donde se encuentra la válvula de diluvio y accionará la válvula de
operación manual de diluvio; al hacer esto, se iniciará el rocío al tanque del
transformador para extinguir el fuego.
Ahora bien, se puede dar el caso de que se inicie el diluvio sin que exista
incendio, ya sea que se desconecten o no los interruptores del banco.
En este caso se debe cerrar la válvula de la compuerta (volante) del S.C.I.
correspondiente al banco afectado para determinar el diluvio y evitar así una
pérdida innecesaria de agua.
Cuando opera adecuadamente el S.C.I. por su propio esquema de protecciones,
va a operar un relevador 23X así como el relevador 86X.
Al extinguirse el fuego y se hayan solucionado las condiciones que lo originaron,
el operador de estación cerrará la válvula de la compuerta (volante). Si le es
posible, restablecerá a nivel el tanque hidroneumático así como la presión de
aire en el mismo. Si no le es posible dicho trabajo lo realizará el personal de
mantenimiento mecánico.
Se debe tener en cuenta que la válvula de diluvio (tipo lenteja) va a estar
operada, es decir abierta. Para que el sistema se pueda habilitar de nuevo, se
debe quitar la tapa de la válvula, poner en la posición cerrada la lenteja, colocar
el seguro mecánico de la misma, cerrar la tapa de la válvula.
Establecer la presión de agua que mantiene el seguro mecánico de la lenteja en
su lugar y abrir el volante de la compuerta para dejar listo de nueva cuenta el
Sistema Contra Incendios.
El acomodar de nueva cuenta la lenteja a la posición cerrada, lo realiza el
personal de mantenimiento mecánico, debido a que cuenta con la herramienta
necesaria para hacerlo y debe dejar preparado el S.C.I. para su operación.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Para que los interruptores del
transformador
puedan
ser
conectados, se debe reponer el 86x
operado y a su vez, para reponer el
86x se debe restablecer el relevador
23x. De no hacerse así, no será
posible la conexión de los
interruptores del banco.
FOTO TOMADA EN LA S.E VALLE DE
MEXICO 230KV.
En virtud de que los transformadores son el equipo más costoso en las
subestaciones, el S.C.I. es fundamental y la supervisión constante es vital para
su correcto funcionamiento.
Las fosas, los extintores que hay en todas las subestaciones y el Sistema Contra
Incendios hidroneumático que existe en algunas, son el único medio instalado
existente para el control del fuego en los bancos de potencia. En la Industria
eléctrica existen otros medios de control, como el Sistema de Protección Contra
la Explosión y el incendio de transformadores de altas potencias.
Este sistema elimina primero la sobrepresión en el transformador, drenando el
aceite a 20cm por debajo del nivel de su tapa por medio de una válvula de
vaciado y después se inyecta nitrógeno en la base del transformador durante 45
minutos para enfriar la cuba y crear una atmósfera de nitrógeno que impedirá
otra re combustión.
Mientras no se cuente con nuevos medios de extinción, se debe aprovechar al
máximo posible el S.C.I. Para lograr esto es necesario el conocimiento de la
operación del mismo. Estas notas son un esfuerzo para ayudar al operador de
estación en este objetivo.
CONSOLAS DE BOMBEO
SUBESTACIONES
Página 93
Electromecánica y Operación Sistema
CONSOLAS DE BOMBEO
7.1
Descripción de las estaciones de
Bombeo en Subestaciones de 85 KV y 230 KV
7.2
Sistema de control de aceite
7.3
SUBESTACIONES
Sistema de control de nitrógeno (Equipo Inertaire)
7.4
Tablero de Control de Estación de Bombeo
7.5
Funcionamiento Hidráulico de las
Consolas de Bombeo del cable de 230KV
7.6
Maniobras en disturbio
7.7
Maniobras especiales
7.8
Bombeo Manual de aceite en cables presurizados
Página 94
Electromecánica y Operación Sistema
7.1 DESCRIPCION DE LAS ESTACIONES DE BOMBEO EN SUBESTACIONES DE
85KV Y 230KV
La transmisión de la energía eléctrica en Luz y Fuerza, se realiza a través de
líneas aéreas soportadas por torres de alta tensión y por cables de potencia
secos o húmedos (contenidos en ductos presurizados en aceite). La información
siguiente es la correspondiente a los cables presurizados en aceite.
Los cables de 85 y 230 KV, han sido diseñados para trabajar con circulación de
aceite a presión dentro de la tubería del cable. Esta presión ha quedado
determinada por los límites de diseño correspondientes; el límite superior por
la resistencia mecánica de la porcelana en las terminales del cable, y el límite
inferior por las pruebas de ionización mientras el cable esta energizado. Cuando
el cable esta energizado, es suficiente una presión positiva (mayor de 5Kg/cm²).
Para prevenir daños por condiciones atmosféricas, no debe ser energizado con
menos de 10Kg/cm².
La presión del aceite en la tubería del cable, variará de acuerdo con la carga y
las condiciones atmosféricas. Por lo cual, para mantener los valores de presión
entre los límites aceptables de operación, es necesario disponer de las
estaciones de bombeo existentes en cada una de las Subestaciones antes
mencionadas (una por cada extremo de los cables).
Cada unidad de bombeo consta de los siguientes elementos:
7.2 SISTEMA DE CONTROL DE ACEITE
Completo e independiente, que consiste esencialmente de un circuito de aceite
que consta de:
 Un tanque de almacenamiento de aceite con capacidad de 5677litros
(12000litros en caso de 230 Kv).
 Un grupo motor-bomba. El motor es trifásico de 5 HP, 1500 RPM, a 220
V, 60 CPS. Y la bomba tipo tornillo para 35 litros/minuto (7.6gpm), a
17Kg/cm² (250 PSI), a 1500 RPM.
 Válvulas cuyos nombres varían dependiendo si son cables de 85Kv. o 230
Kv:
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
RV1 Válvula normal de alivio tipo diafragma; aligera presión arriba de
17.2Kg/cm².
RV2 Válvula de alivio por goteo tipo diafragma; aligera presión por goteo
arriba de 12.7Kg/cm².
RV3 Válvula de seguridad para presión excesiva arriba de 28.1Kg/cm².
CV
Válvula de retención (check).
MV1 Válvula magnética de alivio del bombeo; debe energizarse para cerrar y
debe energizarse para abrir (operaciones automática y oscilación).
MV2 Válvula magnética de alivio de retorno; debe energizarse para abrir y
debe energizarse para cerrar (operaciones automática y oscilación).
V1
Válvula de admisión.
V2
Válvula de paso para alivio de bombeo.
V3
Válvula de paso para goteo de alivio.
V4
Válvula BY-PASS para prueba de la unidad (V3 para 230 KV).
V5
Válvula general de salida.
V6
Válvula de instrumentos.
V7 y V9
V8
Válvulas de prueba de instrumentos.
Válvula del registrador.
V12, V13 y V14
de vacío.
Válvulas de pruebas, de purga o de conexiones para bomba
P1 ó PS1
Interruptor de presión ajustable entre los valores 0-21Kg/cm² y
ajustado a 12.7Kg/cm² (dependiendo de la subestación de la que se trate).
G1
Manómetro indicador de presión de aceite de 0-45Kg/cm².
SUBESTACIONES
Página 96
Electromecánica y Operación Sistema
NA Medidor de nivel de aceite en el tanque de almacenamiento con alarmas
de alto y bajo nivel de aceite, calibradas a: 4450litros (1175gal.) la de alto y a
1420litros (375gal.) la de bajo nivel.
V17 y V18: Válvulas de purga y calibración del medidor de nivel, sirven también
para verificar la operación de las alarmas del medidor de nivel.
RE Registrador de presión con contactos de alarma para alta y baja presión
de aceite ajustados a: alta 19.7Kg/cm² (280 PSI) y baja 12.0Kg/cm² (170 PSI).
Este registrador tiene por objeto imprimir la presión del aceite sobre una
gráfica que permita advertir a tiempo cualquier anormalidad, este sistema
proporciona un tiempo para corregir cualquier anormalidad ya que se ponen en
evidencia los ajustes verdaderos de los interruptores de presión y alivio, así
como la frecuencia de operación de la bomba y la existencia de disturbio de
presión anormales.
7.3 UN SISTEMA DE NITROGENO
FOTO TOMADA EN S.E
VALLE DE MEXICO 230KV
Se utiliza para mantener un colchón sobre el aceite en el tanque de
almacenamiento con lo cual se evita la entrada de humedad y la posible
contaminación del aceite en caso de fugas y consta de:
 Una o dos botellas para suministro de nitrógeno de 6000 litros cada una.
 Un regulador de presión de nitrógeno de dos pasos, que entrega
nitrógeno a una presión de 0.5Kg/cm².
 Un conjunto de válvulas
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
G2
Indicador de presión de nitrógeno con rango de 0-5Kg/cm².
PS3
Interruptor de alta presión de nitrógeno-alarma con rango de 0-4Kg/cm².
PS2
Interruptor de baja presión de nitrógeno-alarma con rango de 0-4Kg/cm².
V9 ó V10 Válvula para instrumentos.
V11 y V15 ó V29 Válvulas para purga o pruebas.
V16 y V19 ó V24 y V25 Válvulas de suministro de nitrógeno al tanque de
almacenamiento de aceite.
V27 Válvula de la botella de nitrógeno 1.
V28 Válvula de la botella de nitrógeno 2
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
7. 4 TABLERO DE CONTROL DE LA ESTACION DE BOMBEO
Compuesto por los siguientes interruptores e indicadores:
P2 y P3 ó PS2 y PS3 Ajustadores para el contactor de alarmas alta y baja
presión de nitrógeno, ajustados a: P2, 0.7Kg/ cm² (10 PSI) y P3, 0.2Kg/cm²
(3PSI) respectivamente.
G1
Manómetro indicador de presión de aceite de 0-35Kg/cm².
G2
Manómetro indicador de presión de nitrógeno de 0-5Kg/cm².
S1
Un selector manual de operación para el controlar la bomba con
posiciones: apagado, manual, automático y oscilación.
RE
Manómetro indicador de presión de aceite de 0-35Kg/ cm².
PS1
Interruptor de la presión de aceite, arranque bomba en operación autoestática.
CB3 Interruptor termo magnético de calefacción y alumbrado.
FOTO TOMADA EN S.E VALLE DEMEXICO 230KV.
CB2 Interruptor termo magnético de calefacción y alumbrado.
CB1 Interruptor termo magnético del motor.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
S1
Selector de circuito de control de la bomba con cuatro
“manual”, “automático”, “fuera” y “oscilación”.
posiciones
CB4 Interruptor de control.
CB5 Interruptor de indicadores de nivel.
L4
Lámpara verde oscilación enviando por niveles de aceite.
FOTO TOMADA EN S.E VALLE DE MEXICO 230KV.
L3
Lámpara verde de oscilación recibiendo por nivel de aceite.
L2
Lámpara verde (bombeo automático).
L1
Lámpara verde de supervisión de voltaje.
S2
Selector (fuera-dentro) para desinhibir Operación Automática por bajo
nivel de aceite.
Dos contactores de tiempo ajustables en un rango de 30 minutos con ajustes de
2 minutos controlados por motor síncrono.
Un contactor programador de tiempo con doble carátula una de ellas con rango
de una hora y la otra con un rango de 24 horas. Ambas sirven para poner a
tiempo el reloj y con la grande se dispone de los contactos para que la bomba
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
trabaje consecutivamente por períodos mínimos de 5 min cada uno para ajustar
el tiempo necesario para la operación en oscilación.
FOTO TOMADA EN S.E VALLE DE MEXICO 230KV.
AN
Un circuito de alarmas con alarmas remota y locales. La alarma remota
indicará que la unidad de bombeo opera anormalmente y las alarmas
locales indicarán la naturaleza de la falla directamente sobre el tablero de
la unidad de bombeo de acuerdo con las siguientes banderas:
1. Alta-Baja presión de nitrógeno.
2. Alta presión de aceite.
3. Baja presión de aceite
4. Alto nivel de aceite.
SUBESTACIONES
5.
6.
7.
8.
Bajo nivel de aceite.
Operación excesiva motor.
Disponible.
Disponible.
Página 101
Electromecánica y Operación Sistema
Operación: Las estaciones de bombeo pueden trabajar independientemente
o en combinación, ya que se dispone de una estación en cada extremo del
cable. Cada una unidad de bombeo tienen un circuito de control para la
bomba y consiste esencialmente de un arrancador magnético (AM) para el
motor de la bomba, interruptor de presión, contactores de tiempo,
selector manual de operación (S1) y contacto programador de tiempo. El
selector manual S1 permite colocar el control del sistema de la bomba en
la posición deseada, por lo cual se tiene las siguientes operaciones:
Manual: Esta operación se realiza cuando por desniveles geográficos u otra
circunstancia, se haya acumulado un exceso de aceite en alguna de las
estaciones ocasionando alta presión de nitrógeno y/o alto nivel de aceite
en esa estación además de bajo nivel de aceite y/o baja presión de
nitrógeno en la otra, por eso, para regresar a las condiciones normales de
operación habrá que poner el selector de operación S1 en la posición fuera
en la estación con bajo nivel de aceite y en posición manual el selector de
la estación que va a bombear el aceite, teniendo en cuenta que en esta
posición del selector, la bomba trabaja ininterrumpidamente, por eso se
podrían tener valores o condiciones indeseables de aceite y nitrógeno, por
lo que habrá que tener cuidado de cambiar el selector a la posición
automático, después de alcanzar los valores deseados (normales).
Con este en operación se mantendrá trabajando la bomba para restablecer la
presión en el cable de 230 KV el tiempo necesario. La presión llegará al valor de
ajuste de la válvula de alivio de presión RV1, la cual empieza a fluir a
17.2Kg/cm². Lograda esta presión sobre el cable, la bomba seguirá trabajando
en la siguiente forma: a la vez que mantiene la presión; el aceite va a estar
circulando del tanque a la bomba y de la bomba al tanque a través de la válvula
de alivio RV1.
Para bombear aceite a la estación que tenga bajo nivel hay que tener en cuenta
que la presión en la tubería del cable estará en su valor correcto de operación,
por lo tanto, para que el bombeo sea más rápido, será necesario abrir la
válvula BY-PASS en la estación que está recibiendo aceite, manteniendo
vigilando el manómetro G1 para evitar quela presión se baje a un valor crítico.
Puede suceder que al estar bombeando aceite, se presente una alta presión de
SUBESTACIONES
Página 102
Electromecánica y Operación Sistema
nitrógeno en la misma sonando la alarma correspondiente y persistiendo el
bajo nivel de aceite, por lo que deberá liberar nitrógeno con la válvula V15 o V9
según sea el caso y continuar con la operación hasta alcanzar el nivel de aceite
requerido, así como las presiones de aceite y nitrógeno adecuadas.
FOTO TOMADA EN S.E VALLE DE MEXICO 230KV
Automática: la presión del aceite en la tubería del cable varía de acuerdo con la
carga y las condiciones atmosféricas, por lo tanto, por lo tanto, si el selector de
operación S1 de las unidades en ambos extremos o en una sola de ellas, está en
la posición de automático y la presión del sistema se encuentra estable entre
los valores 12.7 15.5 Kg/ cm²; todo el sistema estará disponible esperando una
caída o elevación de presión.
Si la presión de aceite en la tubería del cable tiende a bajar a un valor menor del
límite inferior de presión, por reducciones de carga o disminución de la
temperatura ambiente, la unidad de bombeo operará cerrando los contactos
del interruptor P1 ó PS1 energizando la bobina del arrancador magnético
poniendo en marcha la bomba y el circuito de tiempo de marcha (contactor C1),
abriendo al momento P1, el contactor C1 se restablece parando la bomba y a la
SUBESTACIONES
Página 103
Electromecánica y Operación Sistema
vez pone en marcha el contactor auxiliar C2. Si durante el tiempo auxiliar de C2
la bomba vuelve a trabajar, sonará la alarma de “operación excesiva”; esta
alarma también sonará si la bomba continua trabajando al finalizar el tiempo de
C1.
Si al terminar el tiempo de C2 la presión se mantuvo en el valor superior
predeterminado, el C2 se restablecerá quedando preparado todo el circuito
para una nueva operación.
Esta operación podrá hacerse con cualquiera de las consolas del cable de 85 ó
230KV correspondientes al tramo en cuestión, es decir, el selector de modo de
operación podrá estar:
1.- Consola A selector en “automático”.
Consola B selector en “automático”.
2.- Consola A selector en “fuera”.
Consola B selector en “automático”.
3.- Consola A selector en “automático”.
Consola B selector en “fuera”.
En el punto 1, cuando en las dos consolas están sus selectores de operación en
posición de automático, nunca podrán trabajar ambas bombas al mismo
tiempo, ya que existe en el circuito un bloqueo para evitarlo, es decir, que
siempre trabajará una u otra dependiendo de quién reciba primero la señal de
arranque de la bomba por baja presión de aceite.
En el punto 2 y 3 la consola que tenga el selector S1 en automático será la que
lleve el mando de la bomba en el arranque.
Cuando la presión del aceite en la tubería del cable trate de subir a un valor
mayor del límite superior de presión debido a aumentos de carga o aumento en
la temperatura ambiente, la válvula de alivio existente entre la tubería y el
tanque de almacenamiento de aceite de cualquiera de las estaciones, hará que
la presión excesiva regrese a este manteniendo la presión constante en la
tubería del cable. Esta válvula de alivio tiene por objeto además de pasar aceite
SUBESTACIONES
Página 104
Electromecánica y Operación Sistema
de la tubería del cable al tanque durante los períodos de incremento de
temperatura y presión, aliviar los excesos de presión de la bomba.
Oscilación Automática: Las dos plantas de bombeo A y B están “amarradas” por
medio de 8 alambres de control.
La planta A y B básicamente bombearán bajo el control de los interruptores de
alto nivel de aceite de los tanques respectivos.
Bombeo de Oscilación: Para efectuar esta operación es necesario que el SW
selector de operación S1 en la consola A este en la posición “automático” y en
la consola B correspondiente al extremo opuesto del cable, el selector S1
deberá estar en la posición “oscilación”.
En estas condiciones empezará así a bombear aceite la consola B, hasta que el
nivel de aceite en el depósito baje a su nivel mínimo de oscilación. Al suceder
esto, la moto-bomba de la consola B se apagará e iniciará la consola Al bombeo
ahora en sentido hacia el extremo opuesto. Este bombeo durará hasta que el
nivel de aceite en el depósito de la consola A descienda a su valor mínimo de
oscilación. En este momento se invertirá el proceso de nuevo y así
sucesivamente hasta que el S1 de la consola B sea restablecido a la posición
automática.
Como indicación de que la operación de oscilación en ciclo de bombeo es
correcta; en la consola A prenderá la lámpara L4 (oscilación enviando) y en la
consola B prenderá la lámpara L3 (oscilación recibiendo) según sea el caso.
El volumen de aceite que va a estar oscilando entonces de acuerdo con los
ajustes del microswitch del flotador dentro del tanque de almacenamiento, será
de 2000 a 3000litros aproximadamente.
7.5 FUNCIONAMIENTO HIDRAULICO DE LAS CONSOLAS DE BOMBEO DEL
CABLE DE 230KV.
En el diagrama 1, se muestra el esquema correspondiente al circuito hidráulico,
de una consola típica de bombeo del cable de 230KV, y se muestra también el
sistema de nitrógeno que nos ayuda a conservar el aceite, libre de impurezas y
SUBESTACIONES
Página 105
Electromecánica y Operación Sistema
contaminantes, al mismo tiempo nos auxilia, para determinar el nivel de aceite
por diferencia de presiones.
Supongamos como condiciones iníciales para la explicación, las siguientes:
1.-
Presión sobre el cable del aceite, la nominal (17.2Kg/cm).
2.-
Del circuito hidráulico, todas las válvulas abiertas excepto: la válvula V3,
la válvula de solenoide MV que opera únicamente, cuando el sistema
este en oscilación RV1 y RV2 que son válvulas de alivio y abren de
acuerdo con la presión a la que están ajustadas.
Las dos condiciones anteriores se deberán tener para ambas consolas
correspondientes a un tramo de cable de 230 KV, por ejemplo de la S.E K-0 a la
S.E PENSADOR, dichas condiciones son normales para la operación de las
consolas, cualquiera que sea su modo de operación (manual, automático u
oscilación). Salvo casos especiales podrá cerrarse la válvula V2, en modos de
operación manual y automático.
Veamos qué curso sigue el aceite, cuando el SW selector de operación está en
posición “manual” referido al diagrama:
1.- En posición manual la bomba arranca inmediatamente.
2.- El aceite parte del tanque de aceite, hacia la bomba, pasando antes a través
de las válvulas V15 y V1.
3.- Después de la bomba el aceite es enviado bajo presión al trifurcador propio
del cable y tubería donde está alojado el cable de 230 KV, pasando antes por las
válvulas: CV, V2, V13.
4.- En el momento que la presión del aceite sobre el cable alcance el valor al
cual están ajustadas la válvulas RV1 de ambas consolas, empezará a fluir el
aceite a través de las válvulas RV1 V4 hacia el tanque de almacenamiento del
aceite (el aceite empieza a fluir a través de las válvulas RV1 a una presión de
17.1Kg/cm²).
5.- La bomba podrá seguir trabajando y la presión del aceite sobre el cable
siempre permanecerá constante gracias a las válvulas RV1.
SUBESTACIONES
Página 106
Electromecánica y Operación Sistema
Supongamos ahora el SW selector de operación en la posición “automático”,
en esta posición, la bomba solo arrancará cuando la presión del aceite sobre el
cable, baje a 12.00Kg./cm².
1.- El aceite seguirá el mismo curso, al descrito para la posición “manual”.
2.- En esta posición automática, se logra mantener una presión aproximada de
12.00Kg/cm².
Veamos qué pasa, cuando se tiene ambas consolas trabajando para que el
aceite oscile, como ya se menciono, en una consola el SW selector de operación
deberá estar en la posición de “oscilación” y en la otra consola en “automático”.
Al colocar estos SW’s en las posiciones mencionadas arrancará una de las
bombas, supongamos que esta sea la bomba de la consola B.
I.- En estas condiciones, la bomba de la consola B empezará a enviar el aceite a
la consola A.
El aceite seguirá el curso que a continuación se menciona:
Partiendo el tanque de la consola B el aceite pasará a través de las válvulas que
se mencionan y en el orden que se enumeran:
FOTO TOMADA EN S.E VALLE DE MEXICO 230KV.
SUBESTACIONES
Página 107
Electromecánica y Operación Sistema
1.- La válvula V15
2.- La válvula V1
3.- La bomba de la consola B.
4.- La válvula CV
5.- La válvula V2
6.- La válvula V13
7.- Trifurcador del lado de consola B.
8.- Tramo de cable.
9.- Trifurcador del lado de consola A.
10.- La válvula V13 de consola A.
11.- La válvula V2 de consola A.
12.- La válvula de solenoide MV.
13.- La válvula de alivio RV2.
14.- La válvula V5.
15.- La válvula V6.
16.- La válvula V14.
17.- Finalmente el tanque de consola A.
II.- En el momento que el nivel de aceite en la consola B llegue a 5000litros
de aceite, o que el nivel de aceite en la consola A llegue a 7000litros de aceite,
cualquiera que se presente primero, se invertirán las funciones que se
mencionaron en el punto anterior.
III.- Mientras el aceite oscila, la presión del aceite sobre el cable variará entre
16Kg/cm² para la consola que envía y 12.7Kg/cm² para la consola que recibe.
El valor de 12.7Kg/cm² es el ajuste de flujo total de la válvula RV2.
IV.-
La válvula MV abre, cuando la consola a la que pertenece, está recibiendo
aceite.
El medidor de nivel de aceite trabaja por presión diferencial, la percibe y la
traslada a una escala calibrada.
La diferencia de presión entre la cámara de baja presión y la cámara de alta
presión da como resultado una indicación, y un cambio de presión diferencial
mueve el indicador.
SUBESTACIONES
Página 108
Electromecánica y Operación Sistema
Nótese que la cámara de baja presión percibe solamente la presión del gas más
el peso líquido.
Por lo tanto la presión diferencial es el peso del líquido y cambiará de acuerdo a
como suba o baje el nivel.
La válvula manual A es para aislar el líquido de entrada al medidor.
La válvula manual B es para purgar todo el aire y el gas de la cámara de alta
presión.
La válvula manual C es para aislar la entrada de gas al
manual D es para drenar la cámara de baja presión.
medidor y la válvula
MANIOBRAS DE RUTINA:
FOTOS TOMADAS EN SUBESTACION CUAHUTEMOC
1) Cada hora deberán anotarse las siguientes lecturas:
a.- Presión de aceite que indica el manómetro G
b.- Presión de nitrógeno que indica el manómetro G2 y el medidor D.
c.- Nivel de aceite del tanque de almacenamiento de aceite.
d.- Voltaje en el voltímetro de la protección catódica (debe estar siempre en
0.6 volts; si no es así, tomar la lectura y regularla con el reostato nuevamente a
0.6 volts, y mantener este valor constante, si no se regula con 150 amp. máximo
reportarlo al O.S.).
e.- Presión de la botella de nitrógeno.
2) Cambiar la gráfica de presión del aceite cada semana y agregar tinta en el
depósito de la aguja marcadora si es necesario.
SUBESTACIONES
Página 109
Electromecánica y Operación Sistema
7.6 MANIOBRAS EN DISTURBIO
Suena la alarma remota y deja señal (en el salón de tableros). Callar la alarma
en el salón de tableros y revisar inmediatamente el cuadro de señales en la
estación de bombeo, callar la alarma en la estación de bombeo y tratar de
reponer las banderas, anotando la hora y banderas que operaron reportándolo
al O.S.
Si no hay indicación de banderas en el cuadro de señales puede deberse a la
falta de alimentación general de C.A., revise el interruptor termo magnético en
el tablero de servicio de estación y los interruptores termo magnéticos,
existentes en el tablero de la estación de bombeo.
1.- Aparece señal de alta o baja presión de nitrógeno, tomar la lectura del
manómetro G2:
a) Si es baja presión de nitrógeno (menos de 0.2Kg/cm²) revisar la presión en
la botella, si es menor de 500LBS, avisar al O.S. y si es necesario, cambiar la
botella con orden del O.S.
b) Si es alta presión de nitrógeno (más de 0.7Kg/cm²) reportarlo al O.S y sólo
con orden del mismo, liberar nitrógeno abriendo la válvula V15 (V29 para
230 K.V.) con mucho cuidado, vigilando el manómetro G2 hasta lograr un
valor aceptable entre los límites de 0.2 y 0.7Kg/cm² tratando de borrar la
señal constantemente hasta lograrlo; una vez obtenido el valor y borrada
la señal cerrar la válvula V15 inmediatamente.
2.-
Aparece bandera de alta presión de aceite.
Tomar lectura del manómetro G1 y reportarla al O.S. y sólo con orden del
mismo, abrir lentamente la válvula V4 (V3 para 230 K.V.) vigilando el
manómetro G1, hasta lograr un valor aceptable entre los límites 12 y
19.7Kg/cm², tratando de borrar la señal constantemente hasta lograrlo,
una vez obtenido el valor y borrada la señal, cerrar la válvula V4
inmediatamente.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
3.-
Aparece bandera de baja presión de aceite.
Tomar la lectura del manómetro G1. Reportarlo al O.S. y sólo con orden
del mismo, pasar el selector (S1) de la posición en que se encuentre a la
posición “manual” hasta conseguir un valor de 12 Y 19.7Kg./cm² pasando
el selector inmediatamente a la posición “fuera”, avisando al O.S. y
recibir órdenes.
4.-
Aparece bandera de alto nivel de aceite.
Tomar la lectura del indicador del nivel de aceite. Reportarlo al O.S.
inmediatamente y sólo con orden del mismo pasar el selector de
operación S1 a la posición “MANUAL” hasta conseguir el nivel de aceite
deseado (según la Subestación de que se trate), pasando el selector
inmediatamente a la posición “FUERA” avisando al O.S. para recibir
órdenes.
5.-
Aparece bandera de bajo nivel de aceite.
Tomar la lectura del indicador del nivel de aceite, reportándolo al O.S. y
con la orden expresa del mismo, se bombeará aceite de la otra estación.
Puede suceder que al estar bombeando aceite a la estación con bajo nivel
de aceite, se presente una alta presión de nitrógeno en la misma,
sonando la alarma correspondiente y persistiendo el bajo nivel de aceite,
por lo que habrá necesidad de liberar nitrógeno como se indica en el
punto 1 inciso b.
6.-
Aparece bandera de operación excesiva.
Esta bandera aparecerá mientras la bomba de aceite esté trabajando con
el selector S1 en la posición automático u oscilación, por lo que si se
presenta habrá que cambiar inmediatamente el selector S1 a la posición
de fuera y reportarlo al O.S.
SUBESTACIONES
Página 111
Electromecánica y Operación Sistema
7.7
MANIOBRAS ESPECIALES
Cambiar la botella de nitrógeno (previa orden del O.S.)
1.-
Cerrar la válvula A (figura 4) de la botella de nitrógeno que se va a
reemplazar, dando vuelta al volante en el sentido de las manecillas del
reloj hasta llegar al tope.
2.-
Cerrar la válvula del distribuidor de nitrógeno a la tubería del tanque.
3.-
Desconectar la tuerca B por medio de una llave perico, haciéndola girar
en sentido contrario a las manecillas del reloj.
4.-
Conectar la tuerca B a la botella que va a quedar en servicio, girando en
sentido de las manecillas del reloj, dicha tuerca con la llave perico.
5.-
Abrir la válvula A de la botella de nitrógeno que va a quedar en servicio,
dando vuelta al volante en el sentido contrario de las manecillas del reloj
hasta llegar al tope.
6.-
Revisar que no haya fuga de nitrógeno en la tuerca C.
7.-
Abra la válvula del distribuidor de nitrógeno a la tubería del tanque.
7.8 BOMBEO MANUAL DE ACEITE EN CABLES PRESURIZADOS
Los cables se diseñaron para trabajar con circulación de aceite a presión dentro
de la tubería. Los valores promedio para los cables son:
Valores Normales Promedio de los Cables
Cable
85 KV
230 KV
Nivel de aceite
Presión de aceite
Presión de nitrógeno
3000 Litros
16 Kg./cm²
0.7 Kg./cm²
6000 Litros
16 Kg./ cm²
0.7 Kg./cm²
La presión de aceite en la tubería del cable varía dependiendo de la carga y las
condiciones atmosféricas, por lo cual, para mantener los valores de presión
SUBESTACIONES
Página 112
Electromecánica y Operación Sistema
entre los límites aceptables de operación, es necesario el bombeo manual de
aceite y se trabajará únicamente cuando se acumule un exceso de aceite en
alguna estación de bombeo, ocasionando alto nivel de aceite y/o alta presión
de nitrógeno en esta y bajo nivel de aceite y/o una baja presión de nitrógeno en
la otra estación; las instrucciones a seguir en estos casos son:
1.-
Alto nivel de aceite.- Avisar a operación sistema (O.S. o I.S.).
2.- Bajo nivel de aceite.- El operador de la estación A en caso de detectar
bajo nivel de aceite, deberá solicitar permiso a operación sistema (O.S. o I.S.)
para bombear aceite.
2.1 El operador de la estación A se coordinará con el operador de la
estación a la cual llega el otro extremo del cable (estación B), solicitándole el
nivel de aceite (litros) existente en el tanque de almacenamiento del cable
correspondiente, para determinar cuántos litros de aceite es necesario
bombear de la estación B a la estación A.
Autorizado el permiso por operación sistema en ambas estaciones (A y B), cada
O.E. abrirá la cuchilla de bloqueo de disparo por baja presión de aceite
localizada en el interior de la consola de bombeo del cable correspondiente.
2.2 En la estación A.
Pasar SW selector de la consola de bombeo (del cable correspondiente) de
posición automático a posición fuera.
Anotar valores existentes de nivel de aceite, presión de aceite y presión de
nitrógeno.
2.3 El operador de la estación A solicitará al operador de la estación B pasar
el SW selector de la consola de bombeo (del cable correspondiente) de
posición automático a posición manual, con lo cual, se inicia el bombeo de
aceite de la estación B a la estación A.
2.4 En la consola de bombeo de la estación A (donde existe el bajo nivel de
aceite):
SUBESTACIONES
Página 113
Electromecánica y Operación Sistema
FOTO TOMADA
EN S.E
CUAHUTEMOC.
Abrir con cuidado la válvula BY-PASS V4 (V3 para 230 K.V.) vigilando que el
manómetro de presión de aceite no marque un valor critico de baja
presión (el valor de disparo por baja presión del cable); en caso llegar la
presión de aceite a un valor crítico, cerrar la válvula V4.
Al bombear aceite a la estación A puede presentarse alta presión de
nitrógeno en esta, operando la alarma correspondiente, por lo cual se
necesita liberar nitrógeno con de la válvula V11 (V29 para 230 K.V.) de la
consola de bombeo hasta dejarlo a su valor normal.
2.5 Cuando el nivel de aceite se encuentra ya normalizado, en ambos
extremos del cable (estación A y estación B):
 Cerrar válvula de BY-PASS V4 en estación A, e indicar al operador de la
estación B normalizar su SW selector de la consola de bombeo (de
posición manual a posición automático).
 Normalizar el SW selector de la consola de bombeo de la estación A (de
posición fuera a posición automático), con lo cual quedará terminado el
bombeo manual de aceite.
SUBESTACIONES
Página 114
Electromecánica y Operación Sistema
2.6 Al termino del bombeo de aceite tanto en la estación A como en la
estación B, se deberán anotar los valores existentes:
 Nivel de aceite.
 Presión de aceite.
 Presión de nitrógeno
Verificando que sean valores normales.
2.7 Normalizar la cuchilla de bloqueo de disparo por baja presión de aceite,
cerrándola en ambas estaciones A y B.
2.8 Devolver el permiso solicitado a operación sistema, informando de los
valores de nivel de aceite y presiones de aceite y de nitrógeno del cable
normalizado.
NOTAS:
La válvula BY-PASS V4 ó V3 según sea el caso, se localiza en la parte
interior e inferior del gabinete de la consola de bombeo.
La válvula V11 ó V29 (para 85 ó 230 K.V.) se localiza en la parte superior e
interior del gabinete de la consola de bombeo.
La posición de dichas válvulas son normalmente cerradas y tienen su
correspondiente etiqueta de identificación.
SUBESTACIONES
Página 115
Electromecánica y Operación Sistema
SERVICIO DE ESTACION
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.9
8.10
8.11
8.12
8.13
SUBESTACIONES
Definición
Cuchillas fusibles
Transformador
Aparatos de medición
Barras de C. A. y C. D.
Cargador Rectificador
Tableros
Operación de la transferencia automática
Desacoplamiento y acoplamiento de los
Interruptores del servicio de estación
Baterías
Equipo de transferencia automática
Operación y maniobras
Señalización de interruptores con lámpara
Verde y roja.
Página 116
Electromecánica y Operación Sistema
8.1
DEFINICION
Se define al Servicio de Estación, como el conjunto de equipo instalado en una
subestación para suministrar energía eléctrica C.A y/o C.D en baja tensión; para
alimentar servicios auxiliares en la subestación.
Entenderemos como servicios auxiliares: control, protección, señalización,
alarmas, alumbrado, sistema contra incendio, etc.
La alimentación proporcionada por el servicio de estación en los servicios
auxiliares puede considerarse de la siguiente forma:
1. En corriente alterna: por medio de 2 transformadores de 23 KV a 220/127
volts. Conectando cada uno de ellos a las barras de distribución de 23 KV, o
uno a las barras de 23 KV y otro a un alimentador que puede tener regreso
de otra subestación, a través de la red de distribución.
2. En corriente directa: por medio de un rectificador de 130 V.C.A/130 V.C.D
y/o un grupo motor-generador y un banco de baterías de 130 V.C.D.
127/220 VCA
Motores, bom ba s,
alum b rado interior
y exterior, c ontac tos,
auxiliares de los b anc os,
y en general tod o equipo
que func ione c on C.A.
130 VCD
Control, protec c ión, lá m pa ras de
indic ac ión, alum brado de em ergenc ia
y equipo que requiera de C.D.
SUBESTACIONES
Página 117
Electromecánica y Operación Sistema
En la figura se muestra el diagrama unifilar de un servicio de estación indicando
los servicios en C.A y C.D
El servicio de estación está constituido de la siguiente forma:
1.- Cuchillas fusible.
2.- Transformadores (T-20 ó T-60).
3.- Interruptores electromagnéticos y/o termo magnéticos.
4.- Aparatos de Medición.
5.- Barras de C.A y C.D.
6.- Grupo Motor-Generador.
7.- Cargador-Rectificador.
8.- Tableros de C.A y C.D.
9.- Baterías.
8.2
CUCHILLAS FUSIBLES
Son dispositivos de protección eléctrica de una red que hacen las veces de un
interruptor. Se emplean en una instalación eléctrica en donde los relevadores y
los interruptores no se justifican. Su función es la de interrumpir circuitos
cuando se produce en ellos una sobre corriente, y soportar la tensión
transitoria de recuperación que se produce posteriormente.
Un juego de cuchillas fusible está formado por una base metálica semejante a
las utilizadas en las cuchillas, dos columnas de aisladores de porcelana o de
resina sintética y cuya altura fija el nivel básico de impulso en que trabaja el
sistema. Sobre los aisladores se localizan dos mordazas dentro de las cuales
entra a posición el cartucho del fusible.
Dentro del cartucho se encuentra el elemento fusible, que normalmente está
formado por un alambre o tiras metálicas con una sección reducida, que esta
calibrada de acuerdo a su capacidad de corriente. En esta sección se produce
una densidad de corriente elevada que, pasar de un valor determinado y de un
tiempo prefijado, se produce la fusión del elemento y la apertura del circuito. Al
SUBESTACIONES
Página 118
Electromecánica y Operación Sistema
fundirse el elemento fusible se generan gases a presión dentro del cartucho del
fusible que son proyectados hacia el exterior del tubo. El gas a presión está
formado por el aire que se encuentra dentro del cartucho que se expande
bruscamente por efecto del calor del arco eléctrico y que, al ser expulsado,
produce la extinción del arco al pasar por cero la onda de corriente.
Para los elementos fusible se utiliza como material alambre de aleación a base
de plomo, para el caso de bajas tensiones y corrientes, y una cinta de aleación a
base de cobre ó de aluminio, para el caso de mayores corrientes.
8.3
TRANSFORMADORES
Un Transformador es una máquina electromagnética,
cuya función principal es cambiar la magnitud de las
tensiones eléctricas.
Dependiendo de la complejidad de la subestación, la
capacidad de los transformadores del servicio de
estación varía en función de las cargas conectadas. Se
deben utilizar dos transformadores, uno principal y el
otro de reserva.
Los transformadores se encontraran conectados en
Delta por alta tensión y en estrella por baja tensión.
El transformador de reserva se mantendrá energizado para que en cualquier
momento reemplace al transformador principal en caso de que este falle.
El reemplazo del transformador principal por el de reserva se podrá hacer en
forma manual o automática.
8.4
APARATOS DE MEDICION
Se entiende por medición de un servicio de estación a la operación de un
conjunto de diferentes aparatos conectados a los secundarios de los
transformadores de instrumentos de corriente y potencial que miden las
magnitudes de Corriente, Potencial y Energía (Watts-hora) de los servicios
auxiliares de una subestación.
SUBESTACIONES
Página 119
Electromecánica y Operación Sistema
Los aparatos de medición los encontraremos en los siguientes tableros:
1. Tableros de corriente directa.
A. Grupo – Motor Generador
- Vóltmetro C.D
- Amperímetro C.D
B. Rectificador
- Vóltmetro C.D
- Amperímetro C.D
C. Banco de Baterías
- Vóltmetro C.D
- Amperímetro C.D
Ampérmetro. – Son aparatos que se utilizan para medir la cantidad de corriente
que circula a través de un conductor eléctrico a través de una bobina en serie
con el circuito.
Vólmetro. – Son aparatos de se utilizan para medir la tensión en volts a través
de una bobina en paralelo con el circuito.
Wattorimetros. – Son aparatos que integran la energía real consumida por una
instalación eléctrica por medio de dos bobinas. Una de ellas conectada en serie
con el circuito y la otra en paralelo.
8.5
BARRAS DE C.A Y C.D
Se llaman barras colectoras al conjunto de conductores eléctricos que se
utilizan como conexión de los diferentes circuitos de que consta un servicio de
estación.
En el servicio de estación se puede tener uno o varios juegos de barras que
agrupan diferentes circuitos de C.A. o de C.D.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Las barras colectoras están formadas principalmente de los siguientes
elementos.
a). Conductores eléctricos.
b). Aisladores: que sirven de elemento, aislante eléctrico y de soporte
mecánico del conductor.
El elemento principal de que se componen las barras colectoras es el conductor
eléctrico que llamaremos barra, que sea que se tenga corriente alterna o
directa.
La barra más comúnmente usada para llevar grandes cantidades de corriente es
la solera de cobre o aluminio.
La posición vertical de la solera es la forma más eficiente para conducción de
corrientes, tanto alterna como directa, debido a su mejor ventilación, ya sea
que se usen por separado o en grupos, espaciándolas para dejar circular aire y
mejorar la ventilación.
8.6
CARGADOR - RECTIFICADOR
Son dispositivos eléctricos que reciben una tensión en C.A y se encargan de
rectificarla a una tensión de C.D alimentando a sus propias barras, mantiene a
las baterías a su nivel de carga nominal.
Los cargadores se instalan en un cuarto cercano a las baterías, para protegerlas
de los gases que desprenden estas y evitar la posibilidad de una explosión.
La capacidad de los cargadores debe poder mantener la carga de flotación a
tensión constante y, al mismo tiempo, suministrar el consumo de la carga
permanente. En el caso de que el cargador este suministrando la carga
completa y simultáneamente aparezca un poco de carga extra.
En el caso de una falla en la corriente alterna, en que la batería alimenta todas
las instalaciones de emergencia, mas las suyas propias, al regresar aquella, el
cargador debe poder suministrar la demanda normal y recargar la batería hasta
el valor de flotación. La capacidad del cargador se selecciona a base de
obtener el periodo de carga rápida, en un tiempo máximo de 5 horas, en las
condiciones más desfavorables.
SUBESTACIONES
Página 121
Electromecánica y Operación Sistema
Los cargadores deben tener protección de sobrecarga y de corto circuito en
ambos lados C.A. y C.D además deben tener supervisión por medio de Volt
metro y ampérmetro, en la salida de C.D.
8.7
TABLEROS
Tipo Exterior: Es un tablero blindado de dos frentes, sin pasillo al centro que se
instala a la intemperie, instalado directamente sobre el suelo de concreto, con
acceso a su interior por cualquier parte que se requiera.
En ambos lados del tablero debe existir un ducto de interconexión con los
transformadores para recibir, por medio de soleras de colores, la alimentación
de 220 V.C.A. de los T-20- A y R.
Este tablero se emplea para el control y protección de los servicios de corriente
alterna. Está formado por cuatro barras, tres fases que deben soportar
800Amp. continuos y un corta circuito entre fases de 17000Amp., y una barra
que es el neutro. Las barras deben soportar una tensión nominal de 220 V.C.A.
El tablero está formado por cuatro secciones. Las dos extremas reciben la
alimentación de cada transformador, y las dos centrales, en la parte inferior
soportan, cada una, un interruptor electromagnético general que recibe la
energía de cada uno de los transformadores y en la parte superior concentran
los grupos de interruptores termo magnéticos, que alimentan los diferentes
servicios auxiliares.
Tipo Interior: Es un tablero tipo dúplex para instalación interior. Su
alimentación la recibe del tablero principal a 220 V.C.A
entrando al tablero por la parte inferior. Está formado por
cuatro barras para 250Amp. que deben soportar un
cortocircuito entre fases de 15000Amp. Además consta de
varias secciones.
Una sección se emplea para alojar el control y protección
de los servicios de C.A por medio de 30, 4h con el neutro
sólidamente conectado a tierra. En esta sección se
encuentran un grupo de interruptores termomagnéticos de
diferentes capacidades, un grupo de aparatos de medición,
lámparas de señalización y conmutadores.
FOTO TOMADA EN S.E AURORA.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Las siguientes secciones para el control y protección de los servicios de C.D de
120V. En estas secciones se encuentran un grupo de interruptores termos
magnéticos para C.D de diferentes capacidades, otro grupo de equipo de
medición, y un conjunto de relevadores, de baja tensión (27) y de tiempo (62) y
lámparas de señalización.
La última sección se emplea para el control y protección de los servicios de
corriente directa de 48V. En esta sección también se encuentra un par de
interruptores termos magnéticos, equipo de medición y un relevador detector
de tierras (64).
8.8 OPERACIÓN DE LA TRANSFERENCIA AUTOMATICA
En el tablero del Servicio de Estación interior se tiene un selector para
seleccionar la transferencia del servicio de estación con posiciones de
automático y manual.
La posición normal de este selector es en automático, el T20A y T20B con
potencial de 23Kv, el 50T20B cerrado y el 50T20A abierto y disponible.
Bajo estas condiciones se pueden presentar las siguientes fallas.
1.- Falta de potencial por 23Kv en la alimentación del T20B, pero con
potencial de 23Kv en la alimentación del T20A.
1.1.- Después de 1 minuto abre el T20B y cierra el T20A, al mismo tiempo
se manda alarma de transferencia del servicio de estación.
1.2.- Si regresa el potencial de 23Kv a la alimentación del T20B después
de efectuada la transferencia, permanece cerrado el 50T20A y abierto el
50T20B, para normalizar a la condición original, será necesario realizar la
siguiente maniobra:
a) Pasar el selector de la transferencia del servicio de estación a la
posición manual.
b) Abrir el 50T20A.
c) Cerrar el 50T20B.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
d) Pasar el selector de transferencia a la posición automática.
e) Verificar la normalización de la lámpara de transferencia del
servicio de estación.
2.- Si se efectuó la transferencia automática del servicio de estación (50T20B
abierto y 50T20A cerrado, con potencial en ambos T20). Si bajo estas
condiciones falta potencial en el T20A.
a) Abre instantáneamente el 50T20A y cierra también en forma
instantánea el 50T20B.
b) Si estando en estas condiciones regresa el potencial por 23 Kv al
T20A, permanecerá cerrado el 50T20B y abierto el 50T20A,
normalizándose el control automático para cierre del T20A por falta de
potencial por 23Kv del T20B dos minutos después de haber regresado el
potencial por 23Kv al T20B.
3.- Si falta potencial por 23 Kv en ambos T20´s al mismo tiempo.
Después de 1 minuto se bota el 50T20B y el 50T20A se mantiene abierto de tal
manera que se tienen los dos interruptores abiertos y falta de potencial por 23
Kv en ambos T20´s, bajo estas condiciones se pueden presentar varios casos.
I) Si regresa potencial a ambos T20´s por 23Kv al mismo tiempo cierra
instantáneamente el 50T20B y permanece abierto el 50T20A.
II) Si regresa potencial por 23Kv al 50T20B pero no al 50T20A, cierra
instantáneamente el 50T20B y permanece abierto el 50T20A, normalizándose el
control automático del 50T20A dos minutos después de que regrese el
potencial por 23Kv al T20A.
III) Si regresa potencial por 23Kv al T20A después de dos minutos se cierra el
50T20A, manteniéndose abierto el 50T20B y si después regresa el potencial por
23Kv al T20B, permanece cerrado el 50T20A y abierto el 50T20B, en estas
condiciones se tiene operada la alarma operó transferencia automática del
servicio de estación.
Nota: no se realizará la transferencia del servicio de estación en paralelo, se
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
hará siempre con interrupción, esto se debe básicamente a los bloqueos
que existen entre interruptores y control de los mismos.
8.9 DESACOPLAMIENTO Y ACOPLAMIENTO DE LOS INTERRUPTORES DEL
SERVICIO DE ESTACION
Desacoplar:
1.- Se desconecta el interruptor presionando el botón rojo.
2.- Se toma el maneral y se inserta en la parte inferior del interruptor
y se dará vuelta a la izquierda hasta el tope; quedando desacoplado.
Acoplar:
1.- Se toma el maneral y se inserta en la parte inferior del interruptor
y se dará vuelta a la derecha hasta el tope, con lo que quedará
acoplado.
2.- Se conecta el interruptor presionando el botón negro.
3.- Para cargar el resorte, se toma la palanca que tiene el propio
interruptor y se procede a hacer palanca hasta que aparezca la señal
de cargado el resorte.
8.10 BATERIAS
Las baterías instaladas en las subestaciones, que forman parte del servicio de
estación, tienen como función principal almacenar energía que se utilizara en
el disparo de los interruptores, por lo que deberán encontrarse en óptimas
condiciones de operación.
La batería de 130V se utiliza para energizar:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Circuitos de protección
Circuitos de señalización (en algunos ocasiones se energizan con C.A.)
Circuitos de transferencia (Potenciales)
Sistemas contra incendio
Gabinete del equipo de onda portadora
Circuitos de control de interruptores y cuchillas des conectadoras y de
puesta a tierra
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
7. Circuitos de alarma
8. Alumbrado de Emergencia
En las subestaciones se pueden instalar baterías de tipo ácido o alcalino,
aunque regularmente encontraremos las ácidas.
Una ventaja de la batería ácida viene dada por la característica de conocerse el
estado de la carga que almacena la batería en función de la densidad que tiene
el electrolito, lo cual no puede ser determinado en las baterías alcalinas.
Las baterías se instalan en un cuarto cerrado, que forma parte del edificio
principal en la subestación.
Los cuartos en que se instalan las baterías, deben estar provistos de un
extractor de gases, que deberá arrancar unos minutos antes de abrir la puerta
de acceso al personal, con el fin de eliminar la posible acumulación de
hidrogeno que se desprende durante las descargas intensas de las baterías y
que, en presencia de una chispa originada en la ropa de la persona que entra,
puede provocar una explosión.
Los locales destinados a baterías deben ser secos, bien ventilados y sin
vibraciones que pueden originar desprendimiento excesivo de gases y desgaste
prematuro de las placas. La temperatura debe variar entre 5 y 25ºC. La
iluminación debe efectuarse por medio de luminarias y apagadores del tipo a
prueba de explosión. El suelo debe ser a prueba de ácido ó álcali según el tipo
de batería, y deberá tener una ligera pendiente con un canal de desagüe, para
evacuar rápidamente el líquido que se pueda derramar o el agua del lavado. Los
muros, techos y ventanas deben recubrirse con pintura resistente al ácido o los
álcalis.
La capacidad de una batería viene dada por el valor de los ampere-hora que
puede suministrar en condiciones de trabajo normal. La cantidad de
electricidad que cede en la descarga es menor que la que recibe en su carga, de
acuerdo con su eficiencia, misma que disminuye en sus descargas rápidas.
Las baterías se conectan en serie, esto es, las celdas se colocan de tal manera
que la terminal positiva de una celda está en contacto con la terminal negativa
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
de la siguiente y así sucesivamente a través de toda la batería, hasta obtener el
voltaje deseado. A su vez, la batería se conecta a las barras generales de C.D a
través de un interruptor Termo magnético, que para el caso de la batería de
130 volts, deberá ser de 250 volts, dos polos, 400 Amperes nominales y
capacidad interruptiva de 10KA.
El consumo permanente de una batería lo debe surtir el cargador, y la batería
debe proporcionar los valores de pico. En caso de falta de C.A, la batería debe
mantener, durante 4 horas, la demanda normal de la subestación incluyendo
una corriente de pico con una duración de hasta 10 segundos. Se considera
corriente de pico a la que se obtiene durante la operación simultánea de tres
interruptores.
La tensión por celda, después de 4 horas de corriente normal más la de un pico,
no debe ser menor de 1.9 Volts, comparado con la original que era de 2.18
Volts.
Tensión máxima = 2.18 Volts.
Valor de alarma por baja tensión de C.D = 2.18 Volts.
Tensión mínima de operación después de 4 horas más un pico = 1.9 Volts.
Tensión final de la celda descargada = 1.8 Volts.
Para calcular el número de elementos de una batería de 120 Volts, se tiene:
120/56 celdas = 2.18
Tensión mínima de operación de la batería:
1.9 Volts x 56 = 106 Volts
Una batería con el cargador bien ajustado, no debe consumir agua. Si consume
debe ajustarse la tensión de flotación en menos de 1%, es decir la tensión de
flotación por celda debe ser de 2.18 + 1%, o sea, la tensión de flotación por
celda debe tener como límite de 1.2 a 2.16 volts.
Lo anterior lleva a que la tensión de flotación de la batería debe varía entre
121.20 y 2.16 volts, para que el consumo de agua sea prácticamente cero y la
vida de la batería llegue al valor límite de 20 años.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Batería Tipo Ácido: Cada celda está formada por las siguientes partes:
Recipiente.- Es un envase que puede ser de polietileno transparente, o de
vidrió, que ofrece la ventaja de permitir la inspección visual de los elementos
anteriores. Dentro del recipiente se localizan las placas activas, el electrolito y
los separadores.
Placas.- Las placas positivas están formadas por DIOXIDO DE PLOMO (PB2O) y
puede estar fabricada en dos formas:
 Placa Plana empastada de una masa de dióxido de plomo. Es de poca
duración, ya que con el uso y la vibración se va disgregando la pasta.
 Placa Multibula, formada por una hilera de tubos fabricados con malla de
fibra de vidrio trenzada, dentro de los cuales se introduce una varilla de
aleación de plomo. Al unir todos los tubos en la parte superior queda
formada la placa. Este método tiene la ventaja de producir mayor energía
por unidad de peso y además evita la sedimentación del material activo,
por lo que llega a tener una duración de hasta 20 años.
Las placas negativas son planas en ambos casos, y están formadas por plomo
puro.
Separadores.- Son los elementos aislantes que mantienen separadas las placas
positivas de las negativas. Son láminas ranura das, fabricadas de hule micro
poroso para permitir la circulación del electrolito, sin que éste afecte
químicamente.
e
Agua
S ulfato
de
plom o
H 2O
S ulfato
de
plom o
Pb S O4
Pb S O4
y
y
Peróplom o
xido
Ele ctrólito es pon de
jos o
plom o
-1
Agua
Pb S O 4
Pb S O4
H 2O H 2O
S ulfato
de
plomo
O -2
e
e
-1
Pb S O4
Pb+ 2
-1
O
-2
e
H-1 H -1
H -1 H-1
-2
SO4
SO4
Pb
Pb O 2
e
-1
e
-1
-1
Batería cargada
e
-1
H 2O
S ulfato
de
plomo
Pb S O 4
Electrólito
-2
H 2 SO4
Acido sulfúrico
Agua
H 2 S O4
e
-1
H 2 S O4
Ac ido s ulfúric o
Ac ido sulfúric o
Carga y des carga
Batería descargada
Electrolito.- Esta formado por ácido sulfúrico diluido en agua. Cuando la celda
tiene carga eléctrica completa, la densidad del electrolito es de 1.21
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Operación de Una Celda Tipo Acido.- Cuando una celda está completamente
cargada en la placa positiva hay dióxido de plomo (PbO2) y en la negativa
solamente plomo (Pb).
Ambas placas están bañadas por el electrolito, que es una solución de ácido
sulfúrico (H2SO4).
Al cerrarse el circuito exterior de la batería, comienza la liberación de la energía
eléctrica almacenada y la batería se va descargando, el ácido sulfúrico se divide
en hidrógeno (H) y en sulfato (SO4). El hidrógeno se combina con oxígeno que
se forma en la placa positiva para producir agua, que reduce la cantidad de
ácido en el electrolito (disminuye la densidad). El sulfato se combina con el
plomo de ambas placas y se forma sulfato de plomo (ObSO4).
Cuando se aplica carga a la batería, se invierte la reacción química anterior, esto
es, el PbSO2 que se formó en las placas positiva y negativa, se descompone y
vuelve a convertirse en Pb y PbO2. La fuerza del electrólito va aumentando, ya
que el sulfato se combina con el hidrógeno del agua y vuelve a formar ácido
sulfúrico lo que aumenta la densidad.
Durante el proceso de carga la densidad crece en proporción a la carga. Esto es
una ventaja sobre las baterías de tipo alcalino, de las que por métodos directos
no se puede conocer su estado de carga.
Batería de Tipo Alcalino: La descripción es igual que las de tipo ácido, pero
encontraremos las siguientes diferencias:
Recipiente. – Son de plástico opaco y tienen el inconveniente de no permitir la
inspección ocular del interior
Placa Positiva. – Está formada por una hilera de tubos de malla de acero, que
contiene hidróxido de níquel.
Placa Negativa. – Es igual a la positiva, pero rellena de dióxido de cadmio, el
cual se reduce a cadmio metálico durante el proceso de carga.
Separadores. – Se usan barras de hule o polietileno.
Electrolito. – Es una solución de hidróxido de potasio con una densidad que
oscila entre 1.6 y 1.9 a 25º C.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Durante los 25 años, en promedio, que dura la vida de estas celdas se hace
necesario cambiar el electrolito. Unas tres veces, debido al envejecimiento que
se produce por el dióxido de carbono de la atmósfera cada cambio completo
del electrolito es un proceso que tiene una duración de 50 horas.
Operación de Una Celda Tipo Alcalino.- El electrolito no interviene en la
reacción, sino únicamente como conductor de iones, lo cual muestra que el
estado del electrolito no es un indicador del estado de la batería, aunque sí de
su vejez.
Eficiencia en Ampere - Hora.- Es la relación de los ampere-hora de salida entre
los ampere-hora de salida.
Eficiencia en Watts - Hora.- Es la relación de la energía de salida entre le
energía de entrada.
Observaciones: A los dos tipos de baterías se requiere exponer agua que
pierden en forma de hidrogeno y oxigeno, cuando se producen sobrecargas.
Temperatura.- La temperatura afecta por igual a los dos tipos de batería, ya
que influye en la reacción química respectiva. Ambas baterías disminuyen su
capacidad al disminuir la temperatura como se observa en la tabla siguiente,
donde se indica la disminución en % de la capacidad nominal de una batería a
diferentes regímenes de descarga, para temperaturas entre 25º y 0º C.
Cuando se opera a temperaturas inferiores a 0º C la batería alcalina es la más
adecuada.
Gases.- El hidrogeno que se produce en ambas baterías se debe a la sobrecarga
de estas, que al no absorberse durante las reacciones electroquímicas, se libera
a partir de la electrólisis del agua del electrolito. Lo anterior obliga a instalar las
baterías en locales bien ventilados, ya que a una concentración del 4%, el
hidrógeno se hace altamente explosivo.
Almacenamiento.- Las celdas de tipo ácido se pueden almacenar sin el
electrolito por tiempo indefinido. Una vez que se han humedecido ya no deben
permanecer sin estar en flotación. Las celdas de tipo alcalino prácticamente no
sufren daño por almacenamiento.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Planta de Emergencia.- Son grupos motor-generador que se utilizan en algunas
subestaciones importante, para que en caso de falla de los circuitos
alimentadores del servicio de estación, se tenga una tercera posibilidad de
tener energía para operar los circuitos de baja tensión de C.D y C.A La capacidad
es del orden de 80 KE, 220/127 volts 69Hz. 30.4H.
Las plantas de emergencia arrancan y se conectan en forma automática, al
desaparecer la tensión de corriente alterna. La conexión se efectúa en las
barras principales de corriente alterna, que son alimentadas por los dos
transformadores del servicio de estación. La conexión se hace por medio de un
interruptor operado por un equipo de transferencia automática, que solo
puede cerrar en el caso de que hayan abierto los interruptores de los
transformadores mencionados o viceversa.
8.11 EQUIPO DE TRANSFERENCIA AUTOMATICA
El equipo de transferencia automática, mediante un grupo de relevadores
adecuados, transfiere la carga del sistema – normal de los transformadores al
sistema de la planta de emergencia en un tiempo no mayor de 50 milisegundos,
por medio de relevadores que supervisan la falla de tensión. Al restablecer el
suministro normal de energía, el equipo de transferencia conecta de nuevo la
carga al servicio normal, en un tiempo variable entre cero y 5 minutos, para dar
oportunidad a que el sistema principal de suministro de energía se estabilice.
El equipo de transferencia automática está constituido de las siguientes partes.
Protecciones Eléctricas y Mecánicas.- Que evitan que los contactos del lado
normal y de emergencia queden conectados simultáneamente.
Un Dispositivo de Tiempo Ajustable.- Para retarda de cero a cinco minutos la
operación del equipo de transferencia al equipo normal, y otro para retardar de
cero a quince minutos el paro del motor, después de continuar su operación sin
carga, por haberse restablecido el suministro normal de energía eléctrica.
Dos Relevadores Sensibles a la Baja Tensión.- Ajustables para supervisar y
además arrancar automáticamente la planta de emergencia, cuando la tensión
del sistema exterior disminuya, como límite, hasta un 70% de su valor normal, o
parar cuando la tensión se restablezca por arriba del 90% del valor nominal.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Reloj Programador.- Que en forma automática arranca y para a la planta de
emergencia en forma diaria o semanal, a la hora y durante un tiempo deseado.
Estos arranques se efectúan con la planta trabajando en vacío, para que la
unidad se encuentre en perfectas condiciones de operación y con sus dos
baterías de arranque a plena carga eléctrica.
CARGADOR AUTOMATICO DE BATERIAS:
Equipo de Arranque y Paro Automático.- Que controla el arranque, pero
funcionamiento y protección de la unidad. En el caso de que al fallar la
alimentación normal, la planta no arranque, un control deberá provocar que se
inicien tres intentos de arranque y paro, con intervalos de 30 segundos, durante
un periodo de 90 segundos y en caso de persistir la negativa de arranque, el
circuito deberá encender una lámpara de alarma alerta y activar una alarma
sonora. En el caso de que en el primer intento de arranque el motor de
combustión interna tenga éxito, el control deberá desconectar el circuito de
arranque.
El Motor de la Planta.- Deberá incluir señalización y alarma para las siguientes
fallas, señales que a su vez deben parar inmediatamente la unidad hasta que
llegue personal adecuado para atender el problema.
Las alarmas pueden ser:
 Alta temperatura del agua de enfriamiento.
 Baja presión en el circuito de aceite lubricante.
 Sobre velocidad.
El Generador.- Será del tipo síncrono, auto excitado y con regulador de tensión
de estado sólido, que mantenga una variación máximo de +0.5%
8.12 OPERACIONES Y MANIOBRAS
1. INTERRUPTOR ELECTROMAGNETICO 50T20
A).
OPERACIÓN NORMAL
- Se puede operar desde el tablero a través del SW de control,
colocando el selector de transferencia en la posición “manual”.
- Se puede operar desde el propio gabinete exterior (en forma
eléctrica local, a través de sus propios controles)
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
NOTA: Las operaciones anteriores se efectuarán tomando en cuenta el
estado que guarda el servicio de estación.
B).
OPERACIÓN PARA CARGAR EL RESORTE MANUALMENTE
Cuando sea necesario cargar el resorte, porque falte la energía eléctrica de
alimentación al motor, se procederá de la siguiente manera:
- Verificar que el interruptor se encuentre abierto
- Accionar la palanca para cargar el resorte varias veces hasta que
llegue al tope.
- Una vez que el indicador de la posición del resorte indique
“cargado” el interruptor podrá cerrarse en ese momento.
NOTA: Si el resorte esta descargado, el interruptor electromagnético no
podrá operarse.
2. DESACOPLAMIENTO DEL 50T20
Tomando en cuenta las condiciones normales de operación tendremos:
-
Interruptor acoplado
Interruptor abierto o cerrado
Resorte cargado
Alimentación de c.a. presente.
A. Verificar que el interruptor se encuentre abierto. En caso contrario
“abrirlo”.
B. Reparar maneral.
C. Insertar maneral en la entrada indicada hasta el tope.
D. Girar maneral en contra del sentido de las manecillas del reloj, 10
vueltas hasta que se desacople el interruptor y el indicador de
posición del interruptor se encuentre en la posición “prueba”.
E. Jalar con las agarraderas el interruptor hasta sacarlo de su base y el
indicador de posición se encuentre en posición “desacoplado”.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
3. ACOPLAMIENTO DEL 50T20
A. Verificar que el interruptor se encuentre abierto. En caso contrario
“abrirlo”.
B. Colocar correctamente el interruptor en su base.
C. Empujar el interruptor hasta su posición de preparación de
acoplamiento. El indicador de posición deberá encontrarse en la
posición “prueba”.
D. Insertar maneral en la entrada indicada hasta el tope
E. Girar maneral 10 veces en el sentido de las manecillas del reloj hasta
que interruptor se acople y el indicador de posición se encuentre en la
posición “acoplado”.
8.13 SEÑALIZACION DE INTERRUPTORES CON LAMPARA ROJA Y VERDE
En las subestaciones convencionales excepto Aurora, Cerro Gordo 230kv ,
Pensador y Valle de México 230kv, el control y la protección de los diferentes
circuitos se hicieron con la norma de corriente directa siguiente:
(+) P. – Positivo protegido: Alimentación C.D (+) y (-) protegido a través de un
termo magnético con elemento térmico. Usado para alimentar circuitos de
cierre a través del conmutador de control.
(+) NP.- Positivo no protegido: Alimentación C.D (+) y (-) no protegido a través
de un termo magnético sin elemento térmico. Usado para alimentar los
circuitos de disparo por medio de las bobinas de disparo de los interruptores.
(+) AL.- Positivo Alarma: Alimentación C.D (+) tomado directamente de la barra
positiva del servicio de estación al relevador 74, después de éste recibe la
nomenclatura de (+) AL. Esta alimentación es por nivel de tensión, un circuito
para los interruptores de 85kv, otro para 23kv, etc. Es usado para alimentar los
contactos de disparo de los relevadores de protección. Siempre que opera una
protección del circuito el relevador 74 operará mandando una señal audible.
(+) PM.- Positivo Mando: Alimentación C.D (+) protegido a través de un termo
magnético con elemento térmico. Usado para alimentar los circuitos de alarma
(consolas de alarmas y contactos de alarmas de transformadores, interruptores
y operación de protecciones).
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Lámparas
Lámpara Roja.- Como se ve en el diagrama, la lámpara roja localizada en el
tablero de control de cada interruptor, junto al conmutador de control, está
supervisando el circuito de disparo del interruptor, esto es, supervisa que se
tenga:
a- (+) AL positivo de disparo presente.
b- Que la bobina de disparo del interruptor no esté abierta.
c- Que el interruptor (contacto auxiliar 52-a) esté cerrado.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
d- Que tengamos el (-) NP presente en la bobina de disparo (que no
esté botado el termo magnético (-) NP en el tablero del servicio de
estación.
Por esta razón es importante vigilar que la lámpara roja siempre se encuentre
encendida cuando el interruptor esté cerrado. En caso de estar apagada
verificar que la lámpara no esté fundida, si es así, reponerla de inmediato,
revisar la alimentación de C.D del circuito y si después de esto, la lámpara roja
siguiera apagada, reportarlo de inmediato a Operación Sistema o a Operación
Ciudad, según sea el caso, quienes determinarán las acciones a seguir.
Lámpara Verde.- La lámpara verde supervisa:
a.- (+) P positivo protegido presente.
b.- Que la bobina de cierre del interruptor no esté abierta.
c.- Que el interruptor (contacto auxiliar 52-b) esté cerrado.
d.- (-) NP Negativo protegido presente.
El relevador 74 (PBA) es un relevador de corriente operado por la corriente
demandada por la bobina de disparo del interruptor cuando algún relevador de
protección del circuito opera a causa de una falla. Se tiene un relevador 74 por
nivel de voltaje. Es posible que al operar el relevador 74 no se vea alguna
bandera de la protección del circuito operada, pero esto se debe reportar,
como “opero protección y no cayó bandera”, pero si debe haber disparo.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
PROTECCIONES
SUBESTACIONES
9.1
Definición de Protecciones
9.2
Protección Diferencial (87)
9.3
Protección Buchholz (63)
9.4
Protección de Sobrecarga (51)
9.5
Protección Direccional (67)
9.6
Protección de Distancia (21)
9.7
Protección de Baja Frecuencia (81)
9.8
Acciones a seguir cuando opera una Protección
9.9
Relevadores Microprocesados
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Electromecánica y Operación Sistema
9.1 DEFINICION DE PROTECCIONES
Los sistemas eléctricos, al igual que cualquier otro sistema, pueden verse
afectados por acontecimientos anormales (fallas), que producen daños a los
equipos, estos daños pueden ser evitados o disminuidos mediante las
protecciones.
A las protecciones las podemos definir como un conjunto de aparatos y
elementos al servicio de un sistema eléctrico, que vigilan el adecuado
funcionamiento del mismo y que este sea con un alto grado de seguridad.
Basándonos en nuestra anterior definición tenemos que analizar algunas
consideraciones relacionadas con la protección.
Empezaremos por ver que un sistema eléctrico de potencia es el que genera,
transmite, transforma y distribuye la energía eléctrica.
Estos sistemas eléctricos de potencia están expuestos a fallas, siendo la más
común el corto circuito.
Un corto circuito se produce al cerrar un circuito eléctrico sin resistencia.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Basándonos en la Ley de Ohm, la cual nos dice que la intensidad de la corriente
eléctrica que fluye por un conductor es directamente proporcional a la
diferencia de potencial aplicada a sus extremos e inversamente proporcional a
la resistencia del conductor. Esto nos quiere decir que mientras más pequeña
sea la resistencia, mayor será la intensidad de la corriente, y si la resistencia no
existiera o valiera cero, la corriente se hace infinitamente grande, y esto es lo
que conocemos como un corto circuito.
Veamos un ejemplo numérico:
Tenemos un circuito eléctrico con una tensión de
100v., si le conectamos una resistencia de 10ohms
tendremos una intensidad de corriente de 10Amp:
I = V / R  I = 100 / 10  I = 10 Amp.
Si al mismo circuito le aplicamos una resistencia de 5
ohms tenemos:
I = V / R  I = 100 / 5  I = 20 Amp.
Si la resistencia se hiciera cada vez más pequeña:
I = V / R  I = 100 / 0.02  I = 5,000 Amp.
Observamos la tendencia de que si la resistencia
disminuye, entonces la intensidad de la corriente
aumenta, lo cual provoca el corto circuito.
Clasificación de las protecciones:
1.- Protección primaria: Esta viene a ser la primera defensa para la protección
del equipo. Está diseñada de tal forma que al operar se desconecta una mínima
porción de un sistema de potencia.
Al diseñar esta protección en el equipo, se debe considerar lo siguiente:
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Electromecánica y Operación Sistema
a)
b)
c)
Se deben establecer zonas de protección para cada elemento del
sistema. Cualquier falla dentro de la zona originará el disparo de
todos los interruptores que se encuentren dentro de dicha zona.
En las zonas con traslape, al presentarse una falla deben dispararse
los interruptores de ambas zonas.
Los transformadores de corriente determinan físicamente los límites de
las zonas de protección, y por lo general se localizan en ambos lados
del interruptor.
Los puntos anteriores los podemos observar en la siguiente figura:
Diagrama Unifilar de una Porción de un Sistema Eléctrico de Potencia,
Ilustrando las Zonas de Protección.
2.- Protección secundaria (respaldo): Cuando opera esta protección
generalmente desconecta una cantidad mayor de equipo del sistema. En
sistemas de gran importancia, como el nuestro, es necesaria la protección de
respaldo, porque si esta no existiera, se tendrían graves consecuencias para la
estabilidad del sistema.
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Electromecánica y Operación Sistema
El equipo en un sistema de potencia es tan importante que es necesario
protegerlo contra varios tipos de falla. Es por esto, que si no opera la protección
primaria, la secundaria o de respaldo deberá operar adecuadamente, y de ahí
su gran importancia.
Fallas: Las causas por las cuales pueden verse afectados los intereses
mencionados en el punto anterior son las fallas a las que todo equipo eléctrico
está expuesto.
Las fallas las definimos como situaciones anormales e insostenibles que se
presentan en todo sistema de potencia.
Clasificación de las fallas:
1.- Fallas intrínsecas: Son las causadas por fenómenos internos en los
elementos del sistema.
1i.- Fallas de aislamiento: La trayectoria normal de la potencia eléctrica es de la
fuente donde se genera, mediante conductores, hasta las cargas donde se
consume. La corriente se confina a dicha trayectoria por medio del aislamiento.
Sin embargo, todo tipo de aislamiento está limitado debido a la imposibilidad
de diseñarlo de tal manera, que garantice que la corriente no sufrirá
desviaciones de la trayectoria señalada. Al desviarse la corriente de su
trayectoria normal, se produce un cortocircuito o falla de aislamiento.
Ejemplos: cortocircuito entre conductores aéreos y tierra, entre cables
subterráneos y tierra, entre el devanado de un transformador o subterminales y
el tanque del aceite, entre el devanado de un generador y su armazón o núcleo,
entre conductores de una línea aérea, entre las espiras de un transformador,
etc.
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Electromecánica y Operación Sistema
1ii.- Fallas de conducción: Este tipo de falla se presenta cuando los elementos
conductores de un sistema no tienen continuidad, causando la interrupción
indebida de la corriente o una caída de potencial exagerada.
Ejemplos: en las líneas de transmisión cuando durante tormentas, nevadas,
etc., los elementos del sistema realizan esfuerzos excesivos que los hacen fallar
mecánicamente. Los movimientos de terreno, torres o apoyos sufren
dislocaciones que producen este tipo de fallas. La desconexión de juntas
soldadas bajo la acción de un gran esfuerzo y alta temperatura local en los
generadores y excitadores. En los transformadores y reactores causadas por
descomposturas en los cambiadores, etc.
1iii.- Fallas de operación: Esta falla se presenta cuando los elementos del
sistema son sometidos a condiciones anormales al ser operados
inadecuadamente.
Ejemplos: Al sobrecargar cables, transformadores, interruptores, etc., originan
una elevación anormal de la temperatura, trayendo como consecuencia un
deterioro en el aislamiento llegándose a producir la falla. El desajuste,
saturación o desperfecto de los relevadores de protección y operación dan
origen a cambios indebidos que también provocan estas fallas. En
transformadores, causadas por cambios inadecuados de “taps” en unidades en
paralelo, etc.
2.- Fallas extrínsecas: Son las causadas por fenómenos externos de origen
atmosférico. Se presentan ante descargas atmosféricas (rayos) al caer sobre las
líneas de transmisión o en las cercanías de las mismas causando sobretensiones
que rebasan por mucho la tensión normal creando situaciones fortuitas que se
distinguen por aumentos de potencia fuera de control debido a su breve
duración y enorme magnitud.
Estas fallas también pueden ser ocasionadas por iones flotantes en la atmósfera
que se ponen en contacto con las líneas o por la influencia eléctrica de nubes
cargadas que cruzan o pasan cerca de las mismas.
Los tipos de fallas antes mencionadas causan graves daños a personas y
equipos, es por eso que también se deben proteger aislándolas rápida y
automáticamente.
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Electromecánica y Operación Sistema
Consecuencias de las fallas: Como pudimos observar, las fallas pueden ser
intrínsecas y extrínsecas, pero en cualquier caso se debe proteger
convenientemente al sistema ya que se pueden tener algunas de las siguientes
consecuencias:
1.- Una falla no solo puede producir interrupción de servicios en zonas de
alimentación, sino que puede ser de consecuencias tales que provoquen
interrupciones mayores que a su vez pueden conducir a interrupciones
generales.
2.- Además de las interrupciones, se puede destruir parte de las
instalaciones y equipos, lo cual resulta muy costoso.
3.- Daños mecánicos en parte de las instalaciones que tienen como causa
primaria una falla eléctrica.
4.- Falla menores pueden producir solo un mal servicio, como son la
variación de frecuencia o caídas excesivas de voltaje.
Formas de protección de circuitos eléctricos:
Protección con fusibles: Es la forma más sencilla de protección, en donde
se utiliza un elemento de zinc o un alambre de alguna aleación que permita un
bajo punto de fusión, al ocurrir un corto circuito o una sobrecarga, este
elemento se funde, provocando el aislamiento de la falla o evitando que
continúe para evitar mayores daños. En general, los fusibles son usados como
dispositivos de protección en baja tensión y cuando los relevadores de
protección y los interruptores no son justificables económicamente.
Protección con apartar rayos: Estos son dispositivos que disminuyen los
efectos de sobretensiones producidas en sus conductores por descargas
atmosféricas o la operación de interruptores, desviando sus efectos hacia la
tierra.
Protección con hilos de guarda: Estos hilos de guarda son un método
para proteger al sistema de potencia contra posibles descargas atmosféricas.
Esta protección se lleva a cabo prolongando un cable de acero galvanizado
sobre la parte más elevada de las líneas de transmisión o de las estructuras que
soportan al equipo de una subestación. Adicional a este método, en algunas
subestaciones contamos sobre la estructura con unas “puntas”, que son una
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prolongación de solera con su respectiva conexión a tierra.
Protección con sistema de tierra: En las subestaciones se cuenta con una
red de tierras, formada por una malla de cable en forma cuadriculada y con
puntas de referencia de varillas Cooperwell a distintas profundidades
dependiendo del tipo de suelo, ahí se conectan los neutros de los aparatos,
apartar rayos, hilos de guarda, puntas, estructuras metálicas, tanques de los
equipos y todas las partes metálicas que deben estar aterrizadas.
Protección con aislamientos: Al tener un aislamiento adecuado se
mantiene la operación correcta de los sistemas eléctricos, evitando que agentes
externos intervengan en su buen funcionamiento. En cuanto a las fallas
ocasionadas por agentes internos, estas se pueden evitar mediante distancias
(aisladores) y capacidades adecuadas.
Protección con ventilación: Dotando de un sistema de ventilación
efectiva al equipo eléctrico, se expulsa la energía térmica nociva que ha sido
acumulada.
Protección con relevadores: La función principal de los relevadores es
detectar rápidamente un disturbio, ya sea que sufra un corto circuito o una
sobrecarga, que pueda causar daño o interfiera en el funcionamiento eficaz del
resto del sistema.
El equipo de protección está auxiliado en esta tarea por interruptores de
potencia que son capaces de aislar, mediante desconexiones, el punto donde ha
ocurrido la falla.
Los interruptores están localizados de tal forma que cada generador,
transformador, barra colectora, línea de transmisión o alimentador pueda
desconectar por completo del resto del sistema.
La protección por relevadores es en nuestro caso la de mayor importancia y
responden a las características esenciales de un sistema de potencia las cuales
son:
Corriente: Electricidad que se transmite a lo largo de un conductor.
Voltaje: Diferencia de potencial entre los extremos de un conductor.
Frecuencia: Número de periodos por segundo de un movimiento
vibratorio.
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Electromecánica y Operación Sistema
Estas características se alteran al ocurrir una falla, y los relevadores detectan
una o varias de estas características y están diseñadas para mantenerse
inactivos mientras no varían, pero al presentarse una falla, el relevador
selecciona la característica que le concierne y actúa ya sea abriendo o cerrando
algún contacto que pertenezca al circuito de apertura o cierre del interruptor
adecuado para aislar la falla.
Existen elementos intermedios entre los relevadores y el equipo a proteger,
estos son los transformadores de instrumento, los cuales se subdividen en
transformadores de corriente (TC’s) y transformadores de potencial (TP’s),
estos elementos son necesarios debido a las altas tensiones y corrientes de los
sistemas a proteger, ya que sería impráctico que los relevadores fueran
diseñados para operar con parámetros tan elevados.
Inconvenientes de los relevadores de corriente y voltaje muy altos:
a). Es impráctico y antieconómico hacer relevadores para corrientes y voltajes
altos, ya que se necesitaría mayor aislamiento y espacio de instalación y por lo
tanto, un gasto mayor.
b). Conviene separar los circuitos de potencia de los circuitos de los relevadores
por razones de seguridad y para facilitar la operación y el mantenimiento.
c). La tendencia actual es la de uniformar las corrientes y voltajes de operación
de los relevadores, ya que esto baja su precio, facilita su intercambio y reduce
el número de refacciones.
Los parámetros con que operan los relevadores van desde los 120V para
elementos de potencia y 5Amp nominales para elementos de corriente.
Ejemplo: Si un circuito lleva 500Amp a 7,200V, los transformadores de
instrumento serán de una relación de 500 / 5Amp y de 7,200 / 120 volts.
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Electromecánica y Operación Sistema
Objetivos que persiguen las protecciones: Ante la posibilidad de la aparición y
propagación de una falla, es necesario aislar el elemento fallado para mantener
la integridad del sistema eléctrico de potencia y minimizar el daño en el
elemento fallado.
Para lograr lo anterior, se utilizan los transformadores de instrumento y los
relevadores para censar y evaluar las condiciones en las que opera un
elemento, y los interruptores para desconectar el elemento fallado del sistema
eléctrico de potencia.
Los TC’s, TP’s, relevadores e instrumentos forman el sistema de protección del
elemento.
TP’s y TC’s: Para trabajar con altos voltajes y grandes corrientes con relevadores
construidos para bajos voltajes y corrientes pequeñas se utilizan
transformadores de potencial (TP’s) y transformadores de corriente (TC’s).
TP.- Es un transformador reductor, monofásico (sin aceite o con muy poco
aceite), cuyo primario se conecta en paralelo con el circuito donde se desea
medir el voltaje, entre fase y neutro o entre fase y fase, a través de fusibles.
Un transformador de potencial nos permite conocer el voltaje que hay en el
primario sin ningún peligro, simplemente multiplicando el voltaje de su
secundario por la relación de transformación.
Ejemplo:
Lectura en el secundario
100V
Relación de transformación del TP
Voltaje en el primario
800 / 1
100 X (800 / 1) = 80,000V
Para seguridad del personal y aparatos que se conectan en el secundario, una
de las terminales del secundario se conecta a tierra.
TC.- Es un transformador monofásico cuyo primario se conecta en serie con el
conductor donde se desea medir la corriente. Esta corriente se induce a menor
escala en el secundario.
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Electromecánica y Operación Sistema
De este modo se puede conocer la corriente que circula en el primario sin
ningún peligro, simplemente multiplicando la lectura en el secundario por la
relación de transformación.
Ejemplo:
Lectura en el secundario
8Amp
Relación de transformación del TC
Corriente en el primario
300 / 5
8 X (300 / 5) = 480Amp
Por razones de seguridad se conecta una de las terminales del secundario a
tierra. El circuito del secundario no deberá abrirse mientras circule corriente
por el primario, pues de hacerlo, el transformador se comportaría como un
transformador elevador, produciendo voltajes muy altos en el secundario, lo
cual podría destruir el TC.
Cuando es necesario desconectar los instrumentos o relevadores conectados al
secundario de un transformador de corriente, se ponen en corto circuito las
terminales del secundario antes de abrir este.
Conexión tipo de transformadores (potencial y corriente) e instrumentos para
mediciones.
Clasificación de los relevadores según su función: Según el funcionamiento de
los relevadores los podemos clasificar en cinco diferentes ramas:
1.- DE PROTECCION
R-21
De distancia.
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R-50
R-50T
Instantáneo de sobre corriente.
Sobrecarga instantánea, al neutro de bancos por devanado
secundario.
R-50TT Sobrecarga instantánea, al neutro de bancos por devanado
primario.
R-50FI Para falla interruptor.
R-51
Sobre corriente de tiempo inverso.
R-51T
Sobre corriente de tiempo inverso al neutro de bancos por
devanado secundario.
R-51TT Sobre corriente de tiempo inverso al neutro de bancos por
devanado primario.
R-59
Sobre voltaje por des balanceo de fases.
R-63
De presión (de líquido, de gas o de vacio – Buchholz).
R-67
De sobre corriente alterna direccional.
R-68
De bloqueo contra oscilaciones.
R-87
De protección diferencial.
R-87B
Diferencial de barras.
R-87C
Diferencial de comparación de fases.
R-87G Diferencial de generador.
R-87H
Diferencial de hilo piloto.
R-87L
Diferencial de línea.
R-87T
Diferencial de transformadores.
R-87FO Diferencial de fibra óptica.
2.- AUXILIARES
R-62
R-79
R-85
R-86
R 86B
De paro o apertura con retardo.
De re cierre de C.A.
Receptor para onda portadora o para hilo piloto (BLU).
Auxiliar de respaldo y bloqueo definitivo, su reposición puede ser
manual (HEA) o eléctrica (PSU).
Auxiliar de disparo en protección diferencial de barras.
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R-86H
R-86R
R-86X
R-86Y
Auxiliar de disparo en protección diferencial por hilo piloto.
Auxiliar de disparo por operación de protección de respaldo.
Auxiliar de disparo por operación de protección primaria.
Auxiliar de cierre de interruptores del banco de reserva por
operación de protección primaria.
R-86 63 Auxiliar de disparo Buchholz.
R-86 81 Auxiliar de disparo por protección de baja frecuencia.
R-94
Auxiliar de disparo o disparo libre.
APX
Auxiliar de disparo por operación de protección primaria.
ARX
Auxiliar de disparo por operación de protección de respaldo.
3.- ANUNCIADORES
R-30 Cuadro de alarma de señal luminosa (Panalarm).
R-30 Operación de unidad instantánea de sobre corriente en
50
alimentadores de 23kv.
R-30 Operación de unidad de tiempo de sobre corriente en alimentadores
51
de 23kv.
R-30 Por operación de protección Buchholz.
63
R-49 Alta temperatura del devanado.
R-74 De alarma sonora (PBA)
4.- VERIFICADORES
R-23
Dispositivo regulador de temperatura.
R-27
De bajo voltaje o no voltaje.
R-28
Detector de flama.
R-59
De sobre voltaje (Bancos de Capacitores).
R-81
De frecuencia.
R-83
Automático de transferencia o de control selectivo.
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5.- REGULADORES
R-48
De secuencia incompleta (generador, cambiador de taps).
R-84
Mecanismo de operación.
R-90
Dispositivo de regulación.
Funcionamiento de los relevadores: Los relevadores no son para evitar fallas
en el sistema, sino para que cuando estas aparezcan, hacer operar a los
relevadores o mecanismos necesarios para hacer disminuir los efectos de las
fallas en el equipo.
O sea que la función de la protección por relevadores, es originar el retiro
rápido de cualquier elemento cuando surge un corto circuito o cuando empieza
a funcionar anormalmente, de tal forma que pueda originar daños al sistema y
al equipo. Se dice que un relevador opera cuando al ser energizada su bobina,
cierra o abre sus contactos.
Un relevador se encuentra básicamente compuesto de un juego de contactos y
un elemento de operación. Con respecto a los contactos que cierran o se abren
en los relevadores se tienen dos tipos:
Contacto “a”, contacto normalmente abierto. Es un contacto abierto que cierra
cuando el dispositivo principal se energiza, o pasa de posición abierto a la
posición cerrada.Contacto “b”, contacto normalmente cerrado. Es un contacto
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Electromecánica y Operación Sistema
cerrado que abre cuando el dispositivo principal se energiza, o pasa de la
posición cerrado a la posición abierta.
Al funcionar un relevador para cerrar un contacto “a” o abrir un contacto “b”,
se dice que el relevador opera. Cuando estos contactos regresan a su posición
normal después de haber operado, se dice que se repuso. Este tipo de
reposición puede ser:
Eléctrica: Esta reposición se considera automática, ya que al dejar de existir las
condiciones de operación, los contactos del relevador vuelven a quedar en la
posición que tenían antes de la operación.
Manual: En este tipo de reposición es necesario que intervenga el hombre, ya
sea oprimiendo un botón o moviendo alguna palanca, después de que hayan
desaparecido las condiciones de operación. La intervención del hombre es
necesaria porque el relevador no es capaz de restablecer por si solo las
condiciones normales de sus contactos.
En un relevador, el elemento de operación toma la información de los
transformadores de corriente (TC’s) o de potencia (TP’s). La existencia de estos
transformadores es necesaria debido a lo elevado de las corrientes y de los
voltajes de los sistemas por proteger ya que, como se mencionó anteriormente,
no sería práctico un diseño de los relevadores que permitiera soportar lo
elevado de las corrientes y voltajes al ocurrir una falla.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
9.2 PROTECCION DIFERENCIAL (87)
Esta protección es una de las más importantes, ya que detecta rápidamente las
fallas que se presentan en su zona de operación, en esta protección se utilizan
relevadores 87 cuya función es detectar una diferencia de corriente.
Este relevador 87 opera por comparación de corrientes de entrada y de salida
del elemento a proteger, si esta comparación arroja una diferencia mayor que
un valor de tolerancia previamente fijado, entonces opera la bobina del
relevador 87 que energiza al relevador auxiliar 86X quien a su vez manda señal
de disparo a los interruptores correspondientes.
Ejemplo:
Si las corrientes que circulan por los secundarios de los transformadores de
corriente (1 y 2) son de la misma magnitud, el relevador diferencial 87 no opera
y como consecuencia no enviará señal de disparo a los interruptores
correspondientes.
Cuando existe falla en la zona protegida, existirá una diferencia de corrientes
entre los secundarios de los TC’s, que se encuentran a la entrada y salida del
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Electromecánica y Operación Sistema
equipo a proteger, ocasionando esta corriente la operación del 87, quien
mandará señal de disparo a los interruptores correspondientes.
En condiciones normales la corriente I de entrada induce una corriente I1 en el
secundario del TC (1) y una corriente I2 en el secundario del TC (2), que actúan
únicamente sobre las bobinas de restricción, sin circular corriente por la bobina
de operación.
Si existiera falla dentro de la zona protegida, la corriente de falla IF suministrada
por el generador alimenta la falla y se induce en el secundario del TC (IFS)
cerrando su circuito por tierra y energizando la bobina de operación, nótese
que se pierde el equilibrio en el circuito y la corriente que entra ya no sale.
Si la falla ocurre fuera de la zona protegida, el 87 no opera, ya que aún
circulando una corriente de falla muy grande no existe diferencia entre las
corrientes de entrada y salida, por lo tanto, cualquier falla de esta zona no será
librada por la protección diferencial.
Concluyendo, la protección diferencial en general se basa en los siguientes
principios:
Si lo que entra es igual a lo que sale, no existe falla en la zona protegida.
Si lo que entra no es igual a lo que sale, existe falla en la zona protegida.
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Electromecánica y Operación Sistema
Aplicaciones de la protección diferencial:
87T=Dif. De banco: La primera aplicación es Prot. diferencial de banco, aplicada
a un banco 82 conectado su primario en delta y su secundario en estrella.
1.Elemento
proteger
(transformador).
a
2.- Interruptor de
alta tensión.
3.- Interruptor de
baja tensión.
a, b, c, d, e, f.Transformadores de
corriente (TC’s).
87.- Número que nos
indica
protección
diferencial.
87-1, 87-2, 87-3.Indican que están
conectados
a
diferentes fases.
86.- Número que nos
indica relevador de
bloqueo definitivo.
Si aparece una falla dentro de la zona protegida, dependiendo de la fase o fases
que hayan fallado, operará alguno o algunos de los relevadores 87; como para
librar la falla se necesitan abrir los interruptores de alta y baja tensión del
banco, y el contacto del relevador 87 no tiene la capacidad suficiente para llevar
toda la corriente, estos actúan sobre un relevador auxiliar 86 que es el que se
encarga de mandar señal de disparo a los interruptores.
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Electromecánica y Operación Sistema
Las conexiones de los TC’s son en el primario y en el secundario opuestos a la
conexión del banco, esto es para compensar desfasamientos existentes entre el
primario y el secundario.
A continuación se muestra el diagrama elemental usado en diagramas de
protección para el relevador 87 de un banco.
87L = Diferencial de línea: La segunda aplicación de esta protección es en las
líneas de transmisión, pero en este caso el elemento a proteger se encuentra a
lo largo de varios kilómetros de distancia por lo que la zona de protección
abarca de una subestación a otra, la corriente reducida que entra y sale de la
línea es elevada de un extremo a otro mediante un cable de comunicación
telefónico llamado hilo piloto.
87H = Hilo piloto: Es una protección diferencial con los relevadores 87 muy
lejos uno de otro. Trabajan comparando las condiciones en los extremos de la
línea protegida y operan para indicar una falla en la tierra.
La mayoría de los arreglos incluyen dos hilos piloto. Por lo que la señal trifásica
se convierte en monofásica, pudiendo usarse para líneas hasta 35 km. de largo.
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Electromecánica y Operación Sistema
Las compañías telefónicas rentan sus hilos para ser usados en protecciones de
hilo piloto.
Existen dos tipos de protección hilo piloto, una trabaja con el principio de
voltajes opuestos y la otra aplica el principio de corrientes circulares. Cualquiera
de estos dos suministra protección adecuada, pero uno de ellos puede ofrecer
ventajas sobre el otro en un caso particular.
Protección de onda portadora: Es una protección similar a la de hilo piloto, solo
que aquí se usan los mismos conductores de las líneas para transmitir la señal.
Su uso es recomendado para distancias mayores a los 50kms.
87B = Diferencial de barras: La protección diferencial de barras en
subestaciones detecta rápidamente las fallas que se presentan en su zona de
protección y las libra automáticamente. Es considerada una protección primaria
de bastante importancia, ya que si no existiera, estas mismas fallas serían
libradas por la operación de las protecciones de respaldo de los circuitos que
durante la falla alimenten a toda la subestación, trayendo como consecuencia
los siguientes inconvenientes.
1.- Por el mayor tiempo que se lleva el libramiento de la falla, puede ponerse en
peligro la estabilidad del sistema y ocasionar daños mayores al equipo que fallo.
2.- El librar la falla consiste en dejar sin alimentación ambas barras,
ocasionando al sistema un disturbio de mayor magnitud.
Con la correcta operación de la protección diferencial de barras se evita en la
mayoría de los casos algunos inconvenientes como; por ejemplo, debido al
corto tiempo de libramiento se pierde una sola barra en lugar de las dos,
aminorando con esto la magnitud del disturbio.
La protección diferencial de barras en arreglos de doble barra se ve complicada
en cuanto al número de circuitos involucrados, así como por el mismo diseño de
la protección, pero su principio de operación es similar al de los demás
diferenciales.
En este caso todas las corrientes que entran por las líneas, son las mismas que
salen por los transformadores para alimentar a las cargas, y si consideramos
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Electromecánica y Operación Sistema
que una barra no tiene una sola entrada y salida sino que son varias, entonces
sabemos por qué esta protección cuenta con un mayor número de relevadores
auxiliares como son el 87BX (RN24), 87B (RN23), 87X (RIAH423), 86B (HEA) y el
83 (RH29 ó RH25).
Clasificación de la protección diferencial de barras:
a) Con switch diferencial de barras.- Se utiliza cuando la operación de las
cuchillas es por diseño mecánico manual (no existen contactos auxiliares de
cuchillas) y dependiendo de la maniobra a realizar se deberá seleccionar la
posición adecuada de este selector, el cual tiene dos posiciones: diferencial
común y doble diferencial.
Su principio de operación inicia con la conversión por parte del 87BX de la señal
trifásica proveniente de los TC’s de cada equipo en una señal monofásica de C.A
y otra de C.D, las cuales se conectan a un bus de comparación junto con las
señales de los otros equipos pertenecientes a esa barra, es decir, existe un bus
de comparación por cada barra.
Si existe alguna diferencia entre las corrientes que entran y salen de esa barra,
el 87B opera mandando una señal al auxiliar 87BX, el cual discrimina si la
diferencia detectada por el 87B es real o se debe a una falla en los circuitos de
la misma protección.
Si la falla es real, se manda una señal de operación al 86B de la barra
correspondiente y manda alarma de operación de la protección diferencial de
barras. Si la falla es en los circuitos de la protección, manda bloquear la señal
del 86B (no hay disparo) y manda alarma de falla en la protección diferencial de
barras.
Ocasionalmente, en el 87X está incluida la alarma de falla de C.D de la
protección.
Si la falla es real, el 86B opera enviando una señal de disparo al equipo
conectado en la barra correspondiente.
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Electromecánica y Operación Sistema
Si el switch del diferencial de barras está en posición “Dos Diferenciales”, quiere
decir que cada barra es independiente de la otra, y si hay algún problema en
una de ellas operan los relevadores correspondientes.
Si el switch está en posición “Diferencial Común” y existe una falla en alguna
barra, la detecta el 87B de barras B ó 2 y a través de su 87X operan el 86B.B y el
86B.A, los cuales mandan señal de disparo a todos los interruptores. Sin
embargo, en algunas subestaciones la detección de la falla se hace a través del
relevador 87 de barras A ó 1 (Chalco).
b) Con cambio automático.- Este diseño se utiliza si la operación de las cuchillas
es eléctrico manual, ya que existen contactos auxiliares de cuchillas que operan
los relevadores encargados de hacer los cambios necesarios en la protección
diferencial de barras cuando se realizan maniobras. Estos cambios se realizan
automáticamente al operar las cuchillas.
El principio de operación es muy similar al diferencial con switch, la diferencial
que tiene radica en que entre el 87BX y el 87B existe un relevador auxiliar 83
que envía las señales recibidas por el 87BX al bus de comparación
correspondiente, operados por contactos auxiliares de cuchillas A y B.
Esto permite que los relevadores logren un “Seguimiento Automático” en baja
tensión de la posición del equipo en alta tensión (Insurgentes).
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Electromecánica y Operación Sistema
En subestaciones donde hay bancos de tierra conectados a las barras, las
protecciones de estos operan el 86B de la barra correspondiente sin que por
esta razón quiera decir que haya operado la diferencial de barras.
9.3 PROTECCION BUCHHOLZ (63)
Un transformador internamente está compuesto de diferentes materiales
(aceite, papel, aislante, madera, etc.). los cuales son susceptibles de quemarse y
provocar gases que pueden ser explosivos o no dependiendo de su naturaleza.
También, si se producen cortos circuitos entre espiras de un solo devanado, o
pequeños arcos entre estas y el tanque, las fallas que se presentan no son
francas y por lo tanto no se detectan por la protección diferencial; para poder
detectarlas se emplea un relevador Buchholz (Trafoscopio) que supervisa el
volumen de gases generados en el interior del transformador.
Está protección tiene asignado el número 63, trabaja bajo el principio del
flotador y se encuentra instalada entre el tanque conservador de aceite y el
tanque del propio transformador.
La cámara de la Buchholz contiene dos flotadores con un contacto de mercurio
cada uno, el de la parte superior es alarma y el de abajo es el disparo, además,
cuenta con una mirilla para observar el nivel de gas en la cámara, el cual puede
fugarse en su parte superior.
SUBESTACIONES
Página 159
Electromecánica y Operación Sistema
Cuando el gas se colecta lentamente en la Buchholz, el flotador superior baja
cerrando el circuito eléctrico para hacer sonar una alarma. Si la generación de
gas es intensa, el flujo de aceite empuja al flotador inferior cerrando el circuito
eléctrico y manda una señal de disparo a los interruptores correspondientes, a
través del auxiliar 86-63, desconectando con esto el banco.
9.4 PROTECCION DE SOBRECARGA (51)
Es una protección que actúa cuando la corriente que recoge el circuito es mayor
que un valor predeterminado. Esta sobrecarga nos produce calentamiento que
puede dañar al equipo. Un corto circuito también es considerado como una
sobrecarga grande y súbita. Para evitar estas sobrecargas y desaparecerlas
inmediatamente utilizamos los relevadores de sobrecarga 51’s, los cuales se
utilizan en transformadores como una protección de respaldo, y en los
alimentadores como una protección primaria como podemos ver en los
siguientes diagramas:
SUBESTACIONES
Página 160
Electromecánica y Operación Sistema
Protección de Respaldo
Protección Primaria
(transformador)
(alimentador)
La corriente es reducida por medio de un TC, y si lo consideramos como un
circuito monofásico, tendremos el siguiente arreglo:
1.-Transformador de corriente (TC).
2.-Interruptor
3.-Relevador
4.-Batería
a.-Bobina
de
interruptor.
disparo
del
b.- Bobina del relevador.
c.- Contactos del relevador.
I1.-Corriente de falla.
I2.-Corriente de falla en sec. del TC
La corriente I1 de sobrecarga induce una corriente I2 en el secundario del TC
(1), esta última corriente energiza la bobina “b” y debido a esto cierran los
contactos “c” que permiten se energice la bobina de disparo del interruptor “a”,
que lo abre y libra la falla.
SUBESTACIONES
Página 161
Electromecánica y Operación Sistema
Para poder realizar un análisis de las fallas tenemos un arreglo de protección de
sobrecarga para un circuito trifásico.
1, 2, 3 .- TC.
4.- Interruptor.
5.- Bobina de disparo.
6.- Batería.
51.- Número que indica relevador de
sobrecarga.
T.- Punto de entrada del + a la bobina de
disparo.
Las bobinas y los contactos de los 3 relevadores 51 se encuentran en la misma
caja, por medio del análisis de falla veremos que solo los relevadores de fase
51-1, 51-2 y un 51-N son necesarios.
Falla trifásica (entre las fases A, B y C).- Cuando ocurre una falla entre las fases
A, B y C, por los secundarios de los TC’s se inducen corrientes de corto circuito
que energizan las bobinas de los relevadores 51-1 y 51-2; al ser energizados,
estos cierran sus contactos y mandan señal de disparo.
El 51-N no opera, ya que se trata de un corto circuito balanceado y no hay
corriente de neutro.
Falla entre fases A y B.- Si ocurre una falla entre las fases A y B, por los
secundarios de los TC’s 1 y 2 circularán corrientes de falla que energizarán la
bobina del relevador 51-1, cerrando sus contactos y mandando señal de disparo
al interruptor para librar la falla.
SUBESTACIONES
Página 162
Electromecánica y Operación Sistema
Falla entre fases B y C.- La corriente de falla que se induce en los secundarios de
los TC’s 2 y 3 hará operar a él relevador 51-2, quien al cerrar su contacto
mandará señal de disparo al interruptor aislando la falla.
Falla entre fases A y C.- La corriente de falla se induce en el circuito secundario
de los transformadores de corriente 1 y 3 haciendo operar los relevadores 51-1
51-2 los cuales abren el interruptor.
Corto circuito de la fase A a tierra.- La corriente de falla se induce en el circuito
secundario del TC1, cerrándose por tierra y haciendo operar los relevadores 511 y 51-N.
Corto circuito de la fase B a tierra.- La corriente de falla se induce en el circuito
secundario del TC2, cerrándose por tierra y haciendo operar el relevador 51-N.
Corto circuito de la fase C a tierra.- La corriente de falla se induce en el circuito
secundario del TC3, cerrándose por tierra y haciendo operar los relevadores 512 y 51-N.
En los ejemplos anteriores se mencionó al relevador 51-N, este es parte de una
protección que actúa al circular una corriente por el neutro conectado a tierra
en un circuito, esto es como consecuencia de una corriente de falla a tierra.
El tipo de relevador más usado en la protección de sobrecarga y protección de
tierra es el de inducción de tiempo inverso, aunque el 51-N con un ajuste
menor (son más sensibles), ya que por el neutro circula únicamente la corriente
des balanceada.
Se le llama de tiempo inverso porque a mayor corriente menor el tiempo de
operación.
Cada relevador se ajusta según las necesidades, y en nuestro sistema lo
aplicamos para alimentadores y respaldos.
También tenemos relevadores 50-1, 50-2 y 50-N, cuyas principales aplicaciones
son casi las mismas que las de los 51’s. Su diferencia radica en que los 50’s
están calibrados para operar al instante si los valores de amperaje rebasan un
SUBESTACIONES
Página 163
Electromecánica y Operación Sistema
valor previamente establecido (aproximadamente de 3.5 a 4 veces la corriente
nominal permitida).
El esquema completo de los 51’s y 50’s quedará como sigue:
Para bancos:
Al operar por 51’s, este manda una señal al 86 (en los transformadores se
considera como protección de respaldo), este a su vez manda señal de disparo a
los interruptores propios por alta y baja tensión, librando con esto la falla.
Si es un 50 el que opera, este manda señal al 86X (en los transformadores se
considera como protección primaria), el cual manda señal de disparo a los
interruptores propios por alta y baja tensión, librando con esto la falla.
Para alimentadores:
Aquí se incluye el relevador de re cierre de C.A (R-79) y el interruptor de C.A
(52).
SUBESTACIONES
Página 164
Electromecánica y Operación Sistema
En el interruptor de alimentador, si opera algún 50, este mandará señal de
disparo al interruptor propio sin opción a re cierre.
Si opera un 51, este manda señal de disparo al interruptor propio y una señal a
un R79 para el re cierre en forma instantánea.
Si la falla persiste, nuevamente el 51 mandará disparo al interruptor y el R79
mandará re cierre, pero con un lapso de tiempo, ya no en forma instantánea
(15 segundos aproximadamente).
Los re cierres pueden variar en tiempo dependiendo de las calibraciones que se
le apliquen, y estos re cierres pueden llegar a ser entre 3 o 4 dependiendo de si
la falla persiste o no.
9.5 PROTECCION DIRECCIONAL (67)
Esta protección actúa cuando las condiciones normales de flujo de corriente se
alteran de tal manera que fluye una corriente excesiva en una dirección no
deseada. Trabaja casi siempre en combinación con relevadores de sobrecarga o
tierra, y el caso más usual de esta protección es en las líneas de transmisión.
Cuando la falla ocurre entre los interruptores 1 y 2, la línea suministra energía a
la falla a través de los interruptores 3 y 2. La corriente de falla puede hacer
operar los relevadores de sobrecarga y disparar los interruptores 3 y 2 con
interrupción total si solo hubiera una protección de sobrecarga en ambos
interruptores.
Si se agrega protección direccional, esta se ajusta para que se dispare
únicamente el interruptor 2, porque se ajusta para una corriente determinada y
SUBESTACIONES
Página 165
Electromecánica y Operación Sistema
en la dirección indicada por la flecha, además la línea A continúa alimentando
parte de la carga porque se ajusta para una corriente determinada y en
dirección contraria a la indicada por la flecha.
67N = Protección direccional de
tierra.
Esta protección se utiliza en los
transformadores que tienen una
conexión estrella, en los que no
tienen esta conexión se utilizan los
bancos de tierra. Opera de acuerdo
con una cierta dirección de
corriente, se usa como protección
de respaldo para fallas a tierra, el
relevador utilizado opera por
sobrecarga y con una cierta
dirección
y
se
encuentra
polarizado con potencial o por corriente.
9.6 PROTECCION DE DISTANCIA (21)
La protección de distancia está denominada con el número 21 y es utilizada
como protección de respaldo para las líneas de transmisión. Su principio de
operación está basado en que la impedancia o reactancia (Z) de la línea es
proporcional a la distancia entre el punto de falla y el relevador.
Estos relevadores están condicionados para medir las distancias en términos
eléctricos, ya sea impedancia o reactancia. La impedancia puede representarse
en función de la relación:
Z
=V/I
V
= Caída de voltaje a través de la falla.
I
= Corriente de falla.
Z
= Impedancia.
SUBESTACIONES
Página 166
Electromecánica y Operación Sistema
En un relevador de distancia, la fuerza producida por un elemento de corriente,
está en equilibrio con el par o fuerza de un elemento de tensión. El elemento de
corriente produce par positivo (puesta en trabajo) mientras que el elemento de
tensión produce un par negativo (reposición).
9.7
PROTECCION DE BAJA FRECUENCIA (81)
Si llega a existir una pérdida de generación en el sistema, la frecuencia bajará de
60Hz. Hasta un valor en el cual se logre estabilizar el nivel de generación con la
carga que esté alimentando en ese momento.
Si la pérdida de generación es severa, el sistema tendería a buscar un punto de
equilibrio en una frecuencia demasiado baja y en donde los generadores no
podrían sostenerse.
Para evitar esta situación se tiene instalada la protección 81 de baja frecuencia.
Si se cuenta con una transferencia automática de potenciales y ocurre un
abatimiento de frecuencia, operará la protección en su primero, segundo o
tercer paso de pendiendo de la magnitud de dicho abatimiento.
Cada paso al operar disparará automáticamente determinada cantidad de
carga pudiéndose con esto lograr un equilibrio del sistema en un valor
adecuado de frecuencia.
Al operar un 81, su relevador auxiliar 86-81 (relevador de bloqueo definitivo –
86- operado por el relevador de baja frecuencia –81-) disparará los
alimentadores conectados en este paso, hará sonar la alarma y encenderá la
lamparilla de operación del 86-81.
Estas lamparillas están instaladas junto a cada relevador 86-81 y no se
apagarán hasta que los 86-81 sean restablecidos manualmente.
SUBESTACIONES
Página 167
Electromecánica y Operación Sistema
Si se carece de una transferencia de potenciales automática y ocurre un
abatimiento de frecuencia, entonces el relevador 81 operará dependiendo de
su ajuste. Este a su vez hará operar simultáneamente los relevadores auxiliares
86-1, 86-2 y 86-3; además de apagar la lámpara verde de “Frecuencia Normal”,
prender la roja de “Baja Frecuencia” y sonar la alarma.
Los relevadores 86’s al operar dispararán los alimentadores de su grupo y
prenderán la lámpara de operación de cada 86. Esta lámpara continuará
prendida hasta que los 86 sean restablecidos manualmente.
Al normalizar la frecuencia arriba del valor de ajuste del 81, se apagará la
lámpara roja de “Baja Frecuencia” y encenderá la verde de “Frecuencia
Normal”.
9.8
ACCIONES A SEGUIR CUANDO OPERA UNA PROTECCION
En caso de que opere alguna protección en la subestación, se procederá de la
siguiente forma:
1.- Apagar la alarma sonora (R30).
2.- Localizar el tablero de control del circuito donde operó la protección.
3.- Identificar los relevadores de la protección operada, así como el equipo que
se abrió del circuito (los relevadores mostrarán una bandera roja y los
SUBESTACIONES
Página 168
Electromecánica y Operación Sistema
interruptores cambiarán su señalización luminosa en los tableros de control, de
roja –cerrado- a verde –abierto-).
4.- Llamar a Operación Sistema u Operación Redes, según corresponda, para
indicarle lo acontecido, las protecciones que operaron y el equipo que se abrió.
Las protecciones en 400kv, 230kv, 85kv y protección de transformadores de
potencia, se deberán reportar a Operación Sistema.
Las protecciones en 23kv y 6kv se reportarán a Operación Redes.
5.- Esperar instrucciones de Operación Sistema u Operación Redes para
restablecer el equipo según corresponda.
9.9
RELEVADORES MICROPROCESADOS:
SEL – 501 – 2
Leds:
X
Contactos auxiliares para el disparo por operación.
Y
Del relevador (Aux y fuera de servicio).
En condiciones normales están encendidas e indican que el relevador esta en
servicio.
INST Indica la operación por 50´s.
A Fase A operando por 50´s / 51´s.
B
Fase B operando por 50´s / 51´s.
C
Fase C operando por 50´s / 51´s.
Q
Secuencia negativa (fuera de servicio).
N
Operación 50 / 51N.
Secuencia de Operación: Cuando ocurra un evento, quedarán parpadeando los
LED´S “X” e “Y” junto con los correspondientes al tipo de falla.
SUBESTACIONES
Página 169
Electromecánica y Operación Sistema
Reconocimiento de fallas:
ØA - ØB tiempo
ØB – ØC tiempo
ØA - ØC tiempo
ØA a tierra tiempo
ØB a tierra tiempo
ØC a tierra tiempo
A tierra tiempo
ØA - ØB instantáneo
ØB - ØC instantáneo
ØA - ØC instantáneo
ØA a tierra instantáneo
ØB a tierra instantáneo
ØC a tierra instantáneo
A tierra instantáneo
A–B
51 - 1, 51 - 2
B–C
51 - 2, 51 - 3
A–C
51 – 1, 51 - 3
A–N
51 – 1, 51N
B–N
51 – 2, 51N
C–N
51 – 3, 51N
N
51N (no define cuál Ø fue)
INST – A – B
50 - 1, 50 - 2
INST – B – C
50 - 2, 50 - 3
INST – A – C
50 - 1, 50 - 3
INST – A – N
50 – 1, 50N
INST – B – N
50 – 2, 50N
INST – C – N
50 – 3, 50N
INST – N
50N (no define cuál
Ø fue)
Reposición del relevador: Para reponer el relevador después de que ha
operado, se debe pulsar el botón “TARGET RESET”. Al hacerlo se iluminan por
un instante todos los LED´s y se apagan quedando encendidos únicamente los
LED´s “X” e “Y”.
Ventana de cuarzo: En condiciones normales de operación aparece el valor de
la corriente por fase.
Al operar el relevador aparece una leyenda que indica que ha ocurrido un
evento a través del relevador.
Botones de programación: Estos botones sirven para dar los ajustes al relevador
para su operación. Se requiere dar la clave de acceso (sólo para uso del
Departamento de Laboratorio.)
SEL – 267
SUBESTACIONES
Página 170
Electromecánica y Operación Sistema
Señalización del Relevador SEL-267 (67-1, 2, 3 y N).
51P Sobre corriente Direccional Temporizada de Fase 67 (1, 2, 3) por
tiempo
51N Sobre corriente Direccional Temporizada de Tierra
67-N
por
tiempo
Z1Ø Sobre corriente Direccional Instantáneo de Fase
67 (1, 2, 3) por
falla al cierre
Z1G Sobre corriente Direccional Instantáneo de Neutro
67-N por falla
al cierre
Z2Ø Sobre corriente Direccional Instantáneo de Fase
67 (1, 2, 3) por
instantáneo
Z2G
Z3Ø
Z3G
Sobre corriente Direccional Instantáneo de Neutro
instantáneo
Fuera de Servicio
Fuera de Servicio
67-N por
SEL – DTA2
SEL-DTA2 (Display/Transducter Adapter): Es un aparato transductor de señales
eléctricas a valores alfanuméricos. Se utiliza con el relevador SEL-267, debido a
que este relevador no cuenta con una pantalla para visualizar la información del
relevador, a través de este SEL- DTA2 (Transductor) se puede obtener los
diferentes valores de mediciones, el historial de eventos registrados (directorio
de fallas) y un estado de auto-prueba del relevador SEL-267.
Controles del Panel Frontal:
Scroll:
Con los botones de flechas se puede navegar entre los diferentes valores
de medición, eventos registrados y los valores de auto prueba del relevador, ya
sea con botón de flecha hacia arriba o con el botón de flecha hacia abajo, según
se requiera la información.
SUBESTACIONES
Página 171
Electromecánica y Operación Sistema
Faults:
Al oprimir este botón se obtiene un directorio de fallas o historial de
eventos registrados, visualizando dicha información en la pantalla.
Meter:
Con esta opción se visualizan en pantalla los diferentes valores de
medición I, V, P, Q.
Status:
Este botón permite visualizar en la pantalla un reporte de estados de la
fuente (Parámetros). Indica si se tiene un estado de falla y se visualiza un estado
de auto prueba del relevador
Clear:
Al oprimir este botón se borra la pantalla y se sale de la opción en la que
se encuentra, regresando a la pantalla principal.
SUBESTACIONES
Página 172
Electromecánica y Operación Sistema
INTERPRETACION DE DIAGRAMAS UNIFILARES
10.1
10.2
10.3
10.4
Arreglos por alta tensión (400,230 y 85kv)
Interruptor y medio
Doble barra con interruptor de amarre
Barra sencilla con cuchilla de enlace
10.1 ARREGLOS POR ALTA TENSION (400, 230 y 85KV)
Arreglos: Forma en que están conectados los elementos de una subestación. Su
representación más sencilla y simplificada se logra mediante un diagrama
unifilar.
a). Arreglos por alta tensión:
Interruptor y medio.
Doble barra con interruptor de amarre.
Barra sencilla con cuchilla de enlace.
SUBESTACIONES
Página 173
Electromecánica y Operación Sistema
10.2
INTERRUPTOR Y MEDIO
Este arreglo está formado por dos barras colectoras y dos ¨bahías¨ como
mínimo; cada una de estas está constituida por tres interruptores de potencia y
cada interruptor cuenta con dos juegos de cuchillas, entre el interruptor central
(de enlace) y los interruptores extremos (propios) se alimentan dos servicios,
que pueden corresponder a una línea con otra línea, a una línea con un banco o
a dos bancos, que a su vez se conectan a las barras colectoras por medio de los
interruptores extremos (propios).
SUBESTACIONES
Página 174
Electromecánica y Operación Sistema
10.3
DOBLE BARRA CON INTERRUPTOR AMARRE
Para este tipo de arreglo es necesario que la subestación este alimentada por
dos líneas de transmisión, interconectadas al sistema troncal en anillo. Está
formado por cierto número de módulos y un interruptor de amarre. Cada uno
de estos módulos está integrado por un interruptor de potencia y tres juegos de
cuchillas, el interruptor de amarre cuenta con dos juegos de cuchillas. La carga
de este arreglo deberá estar repartida, lo que quiere decir que la mitad de las
líneas y los bancos estarán conectados a cada barra.
SUBESTACIONES
Página 175
Electromecánica y Operación Sistema
10.4
BARRA SENCILLA CON CUCHILLA DE ENLACE
En alta tensión este arreglo se compone de dos líneas de transmisión (230kv) o
de subtransmisión (85kv) con un interruptor de potencia y dos juegos de
cuchillas ¨S¨ y ¨B¨ con dos barras colectoras y un juego de cuchillas de ¨Enlace¨.
SUBESTACIONES
Página 176
Electromecánica y Operación Sistema
MANIOBRAS
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
11.1
11.2
11.3
11.4
11.5
11.6
Doble barra con interruptor de amarre
Anillo ( Doble Anillo)
Doble Interruptor
Bus seccionado
Doble Barra con Barra de Transferencia
Barra Sencilla con Cuchilla de Enlace
OBJETIVO ESPECIFICO:
Se conocerán, supervisarán, reportarán y operarán las distintas maniobras que
se manejan en las diferentes Subestaciones Convencionales del Sistema Central
SUBESTACIONES
Página 177
Electromecánica y Operación Sistema
11.1 DOBLE BARRA CON INTERRUPTOR DE AMARRE.
a). Subestaciones con este arreglo:
Xochimilco; Contadero; La Quebrada; Tecamachalco
b). Consideraciones Generales de Operación en el Equipo Encapsulado de 23Kv.
I). El arreglo de la Subestación es doble barra con interruptor de “AMARRE” (la
condición normal de operación de este interruptor es abierto) con carga
repartida en cada barra con seis alimentadores de 23Kv, llevados por cada uno
de los bancos 221A y 221C.
II). Cuando por operación de la protección primaria se vota un banco, el
interruptor de amarre de 23Kv cierra “Automáticamente” restableciendo la
carga por el banco que esta excitado (disponible).
III). La transferencia de carga de barra a barra en servicio se realiza cerrando el
interruptor de amarre de 23Kv, cerrando y abriendo las cuchillas de “B” de cada
alimentador de 23Kv, según se trate de la barra a librar. Abriendo el interruptor
de “AMARRE” y las cuchillas “B”.
En caso de solicitarse aterrizada la barra 1 de 23Kv, cerrar las cuchillas 92T2,
cerrar las cuchillas 92B1 (Barra a aterrizar) y conectar el 52 amarre.
Contrariamente si se solicita la barra 2, se cierran las cuchillas 92T1, cerrar las
cuchillas 92B2 (Barra a aterrizar) y conectar el 52 amarre.
IV). Cada gabinete de control de alimentador y banco tiene instalado un SW de
llave que bloquea la operación del equipo y su circuito.
NOTA: Si se cierran las cuchillas de tierra e interruptor, al sacar la llave, se
bloquea la operación de los mismos.
V). Para aterrizar la salida de un alimentador de 23Kv, se procede cerrando las
cuchillas 92T1 o 92T2 del alimentador, se verifica la ausencia de potencial de
regreso en el cable, insertando en cada fase la lámpara “Testigo de potencial” y
finalmente se conecta en el 52 del alimentador a aterrizar.
SUBESTACIONES
Página 178
Electromecánica y Operación Sistema
c). MANIOBRAS EN DOBLE BARRA CON INTERRUPTOR DE AMARRE.
Librar un Banco T221
1.
Efectuar la transferencia del T20A al T20R y abrir porta fusibles, dejando
el SWT en manual. En caso de solicitarse este banco.
2. Pasar la carga de los alimentadores de ese banco al otro en paralelo, a
través del amarre de 23Kv.
3. Abrir el 53 correspondiente al banco 221 a librar, de acuerdo con el I.S.
4. Abrir el 52 correspondiente al banco 221 a librar.
5. Abrir las cuchillas 93B1 ó 93B2 según el banco a librar, de acuerdo con el
I.S...
6. Abrir las cuchillas 92B1 ó 92B2 según el banco a librar.
7. Abrir interruptor termo magnético de TP’s (Ubicado en el gabinete del
banco por 23Kv.).
8. Verificar y demostrar la ausencia de potencial insertando la lámpara
“Testigo de potencial”. En caso de solicitarse el banco aterrizado.
8.1 Cerrar 92T1 ó 92T2 correspondiente del banco a librar.
8.2 Cerrar el 52 - T221 del banco correspondiente.
SUBESTACIONES
Página 179
Electromecánica y Operación Sistema
8.3 Cerrar 93T2 correspondiente, de acuerdo con el I.S...
Normalizar un Banco T221 (Si el Banco fue Aterrizado se Procede)
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Abrir el 52 T221 del banco.
Abrir las 92T2 del banco respectivo.
Abrir 92T1 ó 92T2 según corresponda.
Conectar termo magnético de TP´s.
Cerrar 92B1 ó 92B2 correspondientes del banco.
Cerrar 93B1 ó 93B2 del banco a normalizar.
Cerrar el 52-T221 correspondiente.
Cerrar 53-T221 correspondiente.
Normalizar la carga de los alimentadores propios del banco (en paralelo
a través del amarre de 23Kv.).
10. En caso de haber solicitado el banco T221A, cerrar porta fusibles del
T20A y normalizar el servicio de estación, colocando el SWT en la
posición automático.
Librar Barras-1 de 23 Kv (La Condición Normal del Amarre de 23 Kv es Abierto)
1.
2.
2.1
2.2
3.
3.1
3.2
4.
5.
6.
7.
7.1
7.2
7.3
Conectar el 52-Amarre, de acuerdo con I.S.
Pasar el T221A a Barras-2 de 23Kv.
Cerrar 92B2 T221A.
Abrir 92B1 T221A.
Pasar todos los alimentadores del banco 221ª Barras-2.
Cerrar 92B2 de los alimentadores: 21, 23, 25, 27, 29 y 21X.
Abrir 92Bl de los anteriores alimentadores uno por uno.
Abrir el 52-Amarre.
Abrir 92B1 - Amarre.
Abrir 92B2 - Amarre.
Si se solicita aterrizar la barra.
Cerrar 92T2 Amarre.
Cerrar 92Bl Amarre.
Cerrar 52 Amarre.
SUBESTACIONES
Página 180
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar Barras 1 de 23 KV.
1.
2.
3.
4.
5.
5.1
5.2
6.
6.1
6.2
7.
Abrir 52 Amarre.
Abrir 92T2 Amarre.
Cerrar 92B2 Amarre (está cerrada 92B1 Amarre).
Cerrar 52 Amarre, de acuerdo con I.S.
Normalizar el banco 221A a Barras-1.
Cerrar 92B1 T221A.
Abrir 92B2 T221A.
Normalizar los alimentadores del T221A a Barras-1.
Cerrar 92B1 de los alimentadores: 21, 23, 25, 27, 29 y 21X.
Abrir 92B2 de los anteriores alimentadores, uno por uno.
Abrir 52 amarre, de acuerdo con I.S.
Librar Barras-2 de 23 KV
1.
2.
2.1
2.2
3.
3.1
3.2
4.
5.
6.
7.
7.1
7.2
7.3
Conectar el 52-Amarre, de acuerdo con I.S...
Pasar el T221B a Barras-1 de 23Kv. (normalmente el T221B está
conectado a Barras-2).
Cerrar 92B1 T221B.
Abrir 92B2 T221B.
Pasar todos los alimentadores del banco 221B a Barras-1.
Cerrar 92B1 de los alimentadores: 22, 24, 26, 28, 22X y 24X.
Abrir 92B2 de los alimentadores anteriores, uno por uno.
Abrir el 52-Amarre, de acuerdo con I.S...
Abrir 92B2 Amarre.
Abrir 92B1 Amarre.
Si se solicita aterrizar la Barra.
Cerrar 92T1 Amarre.
Cerrar 92B2 Amarre.
Cerrar 52 Amarre, de acuerdo con I.S...
SUBESTACIONES
Página 181
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar Barras-2 de 23 Kv
1.
2.
3.
4.
5.
5.1
5.2
6.
6.1
6.2
7.
Abrir 52 Amarre.
Abrir 92T1 Amarre.
Cerrar 92B1 Amarre (está cerrada 92B2 Amarre).
Cerrar 52 Amarre, de acuerdo con I.S.
Normalizar el banco 221B a Barras-2.
Cerrar 92B2 T221-B
Abrir 92B1 T221B.
Normalizar los alimentadores del T221B a Barras-2.
Cerrar 92B2 de los alimentadores: 22, 24, 26, 28, 22X y 24X.
Abrir 92B1 de los anteriores alimentadores, uno por uno.
Abrir 52 amarre.
Librar un Alimentador
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Abrir el interruptor propio del alimentador a librar.
Abrir 92B1 ó 92B2 según el alimentador.
Probar la ausencia de potencial de regreso con la lámpara “Testigo de
potencial”.
Cerrar 92T1 ó 92T2 según el alimentador a librar.
Conectar el interruptor propio del alimentador a librar (con esto queda
aterrizado).
Bloquear operaciones en el equipo retirando la llave de control de SW.
(Localizada en el gabinete propio del alimentador).
Normalizar Alimentador
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Desbloquear el equipo propio insertando y girando la llave control del
SW.
Abrir el interruptor de alimentador en licencia a normalizar.
Abrir 92T1 ó 92T2, la que corresponda al alimentador a normalizar.
Cerrar 92B1 ó 92B2 según el alimentador.
Conectar el interruptor propio del alimentador.
Verificar la lectura de la carga del alimentador.
SUBESTACIONES
Página 182
Electromecánica y Operación Sistema
11.2 ANILLO (DOBLE ANILLO).
a). Subestaciones con este Arreglo.
San Andrés
Coyoacan
Iztapalapa
Netzahualcóyotl
San Angel
Aragón
Cuajimalpa
Jamaica
Olivar
Tacuba
Atizapan
Cuautitlán
Kilometro 0
Pantitlán
Vallejo
Careaga
Chapingo
Kilometro 42
Patera
Xalostoc
Coapa
Ecatepec
Magdalena
Reforma
Contreras
Insurgentes
Madero
Remedios.
b). Consideraciones Generales de Operación.
Este arreglo puede estar formado por 2, 3 ó 4 transformadores de potencia, sin
alterar la esencia del mismo, a continuación haremos la descripción del arreglo
con dos transformadores de potencia.
Está integrado por dos interruptores de potencia y cuatro juegos de cuchillas
por 85Kv, dos bancos de potencia, dos juegos de cuchillas generales de 23Kv, y
ocho interruptores de potencia, con catorce juegos de cuchillas, dos de estos
interruptores son para los bancos de capacitores, cuatro más para los servicios
de distribución (alimentadores) y dos más para los enlaces.
En cuanto a su condición normal de operación tenemos las siguientes
condiciones: el banco de potencia “non” conectado a barras “A” de 85Kv,
(interruptor y cuchillas “A” cerradas), el banco “par” conectados a barras “B” de
85Kv, (interruptor y cuchillas “B” cerradas), los interruptores de bancos de
capacitores abiertos con sus cuchillas “B” cerradas, los interruptores propios de
los alimentadores cerrados con sus cuchillas “B” y “S” cerradas y los
interruptores de los enlaces abiertos con sus cuchillas “E” cerradas y su selector
de transferencia en posición “Automático”.
SUBESTACIONES
Página 183
Electromecánica y Operación Sistema
c). Transferencia de Carga Automática.
Cuando opera la protección primaria de cualquier transformador y el selector
de transferencia de los enlaces se encuentra en “automático”,
automáticamente se cierran los interruptores de enlace correspondiente.
d). Maniobras en Anillo.
Antes de hacer cualquier maniobra verificar que el servicio de estación sea
alimentado por una fuente permanente y verificar cargas de los equipos
involucrados por fase antes y después de la maniobra.
Librar el Banco 82-A
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Pasar los selectores de transferencia de automático a manual del 52
ENL12 y 52 ENL 34.
Cerrar 52 ENL 12.
Abrir 52 PAT-21.
Cerrar 52 ENL 34.
Abrir 52 PAT 23.
Abrir 52 CAP-21, de acuerdo con I.S.
Verificar que el Banco 82-B, tomó la carga del Banco 82-A.
Abrir 58T82A.
SUBESTACIONES
Página 184
Electromecánica y Operación Sistema
9. Abrir 98AT82A.
10. Abrir 92BT82A
11. Abrir porta fusibles de TP’s o de servicio de estación si se encuentra del
lado del banco y no de las barras de 23 KV.
Normalizar el Banco 82-A
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Revisar Banco 82-A (que no tenga tierras conectadas).
Cerrar porta fusibles de tp’S Servicio de Estación
Cerrar 92BT82A.
Cerrar 98AT82A.
Cerrar 58T82A.
Cerrar 52-PAT21
7.
8.
9.
10.
11.
12.
Abrir 52 ENL-12.
Cerrar 52 PAT-23.
Abrir 52 ENL 34.
Verificar carga en el banco 82.A
Pasar el SWT de manual a automático del 52 ENL 12 y 52 ENL 34.
Conectar 52 CAP-21 (Si lo solicita el IS).
Librar el 52 PAT 21
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Pasar el selector de transferencia del 52 ENL 12 en posición automático a
manual.
Bloquear recierre de 52 PAT 21.
Cerrar interruptor 52 ENL 12.
Abrir 52 PAT 21.
Abrir 92SPAT21
Abrir 92BPAT21
Normalizar el 52 PAT 21
1.
2.
3.
Revisar 52 PAT 21 (que no tenga tierras conectadas).
Cerrar 92BPAT21
Cerrar 92SPAT21.
SUBESTACIONES
Página 185
Electromecánica y Operación Sistema
4.
5.
6.
7.
Cerrar 52 PAT 21.
Abrir 52 ENL 12.
Normalizar re cierre 52 PAT 21.
Pasar el selector de transferencia 52ENL12, de posición manual a
automático.
Librar el 52 ENL 12
1. Pasar el selector de transferencia de automático a manual del 52 ENL 12.
2. Abrir 92EPAT22
3. Abrir 92EPAT21
Normalizar el 52 ENL 21
1.
2.
3.
4.
Revisar 52 ENL 12 (que no tenga tierras conectadas).
Cerrar 92EPAT22.
Cerrar 92EPAT21
Cambiar selector de transferencia de manual a automático del 52 ENL 12.
Librar la Barra de 23 Kv del Banco 82-A
1. Verificar que toda la carga puede ser alimentada por el Banco 82-B.
2. Selector de transferencia de automático a manual de 52 ENL 12 y 52 ENL
34.
3. Cerrar 52 ENL 12.
4. Abrir 52 PAT 21.
5. Cerrar 52 ENL 34.
6. Abrir 52 PAT 23
7. Abrir 52K-21, de acuerdo con I.S.
8. Verificar que el banco 82-B tomó la carga del Banco 82-A.
9. Abrir 92BK21, de acuerdo con I.S.
10. Abrir 92BT82A, de acuerdo con I.S.
11. Abrir 92BPAT21
12. Abrir 92BPAT23
13. Abrir portafusibles de TP’s o del SE, sí se encuentran conectados a esta
barra.
SUBESTACIONES
Página 186
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar la Barra de 23 Kv del Banco 82-A
1.
Cerrar portafusibles de TP’s o de SE, sí se encuentran conectados a esta
barra.
2. Cerrar 92BPAT21
3. Cerrar 92BPAT23.
4. Cerrar 92BT82A.
5. Cerrar 92K21, de acuerdo con I.S.
6. Cerrar 52PAT23
7. Abrir 52 ENL 34.
8. Cerrar 52 PAT 21
9. Abrir 52 ENL 12
10. Verificar que el Banco 82-A tomó carga.
11. Pasar selector de transferencia de manual a automático de 52 ENL 12 y
52 ENL 34.
12. Conectar 52 CAP-21 a solicitud de I.S.
Dar una Observación en el 52 PAT 21
1.
2.
Pasar a posición “Fuera” el togle switch del re cierre del 52 PAT-21
Pasar a posición “manual” el selector de transferencia del enlace.
Normalizar una Observación en el 52 PAT 21
1.
2.
Pasar a posición “dentro” el togle switch del re cierre del 52-PAT21.
Pasar a posición “automático” el selector de transferencia del enlace.
11.3 DOBLE INTERRUPTOR.
a). Subestaciones con este arreglo.
Aragón; Merced; Azcapotzalco; Moctezuma; Guadalupe;
Huasteca; Pensador.
SUBESTACIONES
Odón de Buen
Página 187
Electromecánica y Operación Sistema
b). Consideraciones Generales de Operación.
Un modulo de este arreglo consta de lo siguiente: Dos barras colectoras de
23Kv, entre las cuales tenemos nueve pares de interruptores, uno para el banco
de capacitores, seis alimentadores y dos bancos de transformadores, cada uno
de estos servicios tiene un juego de cuchillas de puesta a tierra y cada
interruptor cuenta con un juego de TC´s tipo pedestal.
En este tipo de arreglo se está utilizando equipo blindado con interruptor del
tipo enchufable.
c). Descripción del Arreglo.
Uno de los transformadores será el que lleve toda la carga de este módulo y lo
llamaremos el propio, el otro será el transformador de reserva para este
módulo o para otros módulos o también podría llevar carga en paralelo con el
transformador propio.
La condición normal de operación de este arreglo, es que todos los
interruptores se encuentran cerrados menos los del transformador de reserva y
los del banco de capacitores.
Los alimentadores son llevados a través de las dos barras. En el caso de falla en
una de las barras los alimentadores no sufrirán interrupción ya que la carga será
llevada por la otra barra al ser llevadas ambas en paralelo por el mismo banco.
En caso de operar una protección primaria del banco propio, los alimentadores
sufrirán una interrupción instantánea ya que deberán cerrar los enlaces del
banco de reserva (esto es en el caso de que el otro banco esté de reserva y no
en paralelo entonces no habrá interrupción).
SUBESTACIONES
Página 188
Electromecánica y Operación Sistema
BANCO
PROPIO
BANCO RESERVA
O PARALELO
BANCO
PROPIO
BARRAS 1
52-1
BANCO DE
CAPACITORES
52-1
52-1
52-1
BARRAS 3
52-1
52-1
52-1
52-1
52-1
52-3
52-3
T20
52-3
52-3
52-3
52-3
52-3
52-3
52-3
T20
BANCO DE
CAPACITORES
TP's
52-2
52-2
52-2
52-2
52-2
52-2
52-2
52-2
52-2
BARRAS 2
52-4
52-4
52-4
52-4
52-4
52-4
52-4
52-4
52-3
BARRAS 4
d). Maniobras en Doble Interruptor.
Librar Barras-1 de 23Kv.
Condiciones:
 Todos los interruptores 52-1 y 52-2 de todos los bancos se encuentran
cerrados, excepto los del banco de reserva (T221-C).
 Todos los interruptores 52-1 y 52-2 de las redes y alimentadores se
encuentran cerrados.
 Todas las cuchillas de tierra abiertas.
a). Abrir el 52-1 del T221A, desacoplarlo y retirar su clavija de control.
b). Desacoplar 52-1 del T221C y retirar su clavija de control.
c). Abrir los 52-1 de todos los alimentadores conectados a Barras-1,
desacoplarlos y retirar su clavija de control.
Normalizar Barras-1 de 23Kv.
a). Conectar clavija de control, acoplar y cerrar los 52-1 de todos los
alimentadores correspondientes a Barra-1.
b). Acoplar el 52-1 del T221C y conectar su clavija de control.
c). Acoplar el 52-1 del T221A, conectar su clavija de control y cerrarlo.
SUBESTACIONES
Página 189
Electromecánica y Operación Sistema
Librar un Alimentador de 23Kv.
Si todos los interruptores de 23Kv se encuentran cerrados, con excepción de los
del T221C por 23Kv, (52-1 T221C; 52-2 T221C; 52-3 T221C y 52-4 T221C),
bastará con abrir, desacoplar y retirar su clavija de control del interruptor por
librar.
a). Abrir los dos interruptores propios de 23Kv del alimentador por librar,
desacoplarlos y retirar sus clavijas de controlo colocándolas en su receptáculo
de descanso.
b). Verificar que no exista un regreso mediante el detector de potencial.
c). Cerrar cuchillas de tierra y demostrar libre.
11.4 BARRA SECCIONADA (BUS SECCIONADO).
a). Subestaciones con este Arreglo.
Barrientos
Naucalpan
Guadalupe
Los Reyes
La Loma
Taxqueña
Morales
Valle de México 85.
b). Consideraciones Generales de Operación.
Este arreglo se compone de dos bancos de potencia, tres barras colectoras
(Barras “Base A”, Barras “Base B” y Barras “Auxiliares”), un número variable de
alimentadores compuestos de un interruptor de potencia y cuatro juegos de
cuchillas (“A”, “B”, “S” e “Y”) y un interruptor comodín con tres juegos de
cuchillas (“EB”, “EA” y “A”).
c). Condiciones Normales de Operación.
El banco de potencia “A”, conectados a las barras “Base A” (interruptor y
cuchillas “B” y “S” cerradas), el interruptor comodín y sus cuchillas “EA” y ”A”
SUBESTACIONES
Página 190
Electromecánica y Operación Sistema
cerradas excitando las barras “Auxiliares” y con su “SWT” en posición
“Alimentador”, los alimentadores “nones” conectados a las barras “Base A”
(interruptor y cuchillas “B” y “S” cerradas) y los alimentadores “pares”
conectados a las barras “Base B” (interruptores y cuchillas “B” y “S” cerradas).
Las condiciones del interruptor comodín varían de acuerdo a ordenes del I.S..
Que hacer antes de realizar cualquier maniobra:
I. El servicio de estación sea alimentado por una fuente permanente.
II. Verificar cargas en los equipos involucrados, por fase.
III. Analizar y anotar los pasos a seguir, durante el desarrollo de la maniobra.
IV. Verificar las condiciones del equipo a utilizar.
d). Maniobras en Bus Seccionado.
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
SUBESTACIONES
Página 191
Electromecánica y Operación Sistema
Dar en Licencia las Cuchillas “S” de un Alimentador
Librar
1.
2.
3.
Desconectar al interruptor propio del alimentador.
Abrir cuchillas “S” y “B” del alimentador.
Demostrar ausencia de potencial.
Normalizar
1.
2.
3.
Verificar la operación de las cuchillas “S”.
Cerrar cuchillas “S” y “B” del alimentador.
Conectar el interruptor propio del alimentador.
Dar en Licencia el Interruptor de un Alimentador de 23 Kv del Banco 82-A
Sustituyéndolo por el Comodín.
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
Librar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Desconectar el interruptor comodín.
Cerrar cuchillas “Y” del interruptor a sustituir.
Conectar el interruptor comodín.
Desconectar el interruptor propio del alimentador.
Abrir cuchillas “B” y “S” del alimentador.
Demostrar ausencia de potencial.
SUBESTACIONES
Página 192
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Verificar el equipo y limpieza de la zona de trabajos.
Cerrar cuchillas “B” y “S” del alimentador.
Conectar el interruptor propio del alimentador.
Desconectar el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “Y” del interruptor a sustituir.
Conectar el interruptor comodín.
NOTA: Durante el desarrollo de la maniobra el (SWT) del comodín permanecerá
en posición “Alimentador”.
Dar en Licencia el Interruptor de un Alimentador de 23 Kv del Banco 82-B
Sustituyéndolo por el Comodín.
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
Librar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Desconectar el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “EA”.
Cerrar cuchillas “EB”.
Cerrar cuchillas “Y” del interruptor a sustituir.
Conectar el interruptor comodín.
Desconectar el interruptor “propio” del alimentador.
Abrir cuchillas “B” y “S” del alimentador.
Demostrar libre el equipo (ausencia de potencial).
SUBESTACIONES
Página 193
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Verificar el equipo y limpieza de la zona de trabajos.
Cerrar cuchillas “B” y “S” del alimentador.
Conectar el interruptor “propio” del alimentador.
Desconectar el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “Y” del interruptor a sustituir.
Abrir cuchillas “EB”.
Cerrar cuchillas “EA”.
Conectar el interruptor comodín.
NOTA: Durante el desarrollo de la maniobra el (SWT) del comodín permanecerá
en posición “Alimentador”.
Dar en Licencia el Interruptor de 23 Kv del Banco 82-A (52 T82 A) sin
Interrupción
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
Librar
1. Desconectar el interruptor comodín.
2. Cerrar cuchillas “Y” del interruptor de 23 KV banco 82-A.
3. Conectar el interruptor comodín.
4. Pasar el SWT del comodín a posición “8CO 82A”.
5. Desconectar el interruptor de 23kv del banco 82A.
6. Abrir cuchillas “B” y “S” del interruptor del banco 82A.
7. Demostrar ausencia de potencial.
SUBESTACIONES
Página 194
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Verificar el equipo y limpieza de la zona de trabajo.
Cerrar cuchillas “B” y “S” del interruptor de 23kv del banco 82A.
Conectar el interruptor de 23kv del banco 82A.
Pasar el SWT del comodín, a posición “ALIMENTADOR”.
Desconectar el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “Y” del interruptor de 23kv del banco 82A.
Conectar el interruptor comodín.
Dar en Licencia el Interruptor de 23Kv del Banco 82-B (52 T82 B) sin
Interrupción
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
Librar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Desconectar el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “EA” del comodín.
Cerrar cuchillas “EB del comodín.
Cerrar cuchillas “Y” del interruptor de 23 KV banco 82-B
Conectar el interruptor comodín.
Pasar el SWT del comodín a posición BCO 82B
Desconectar el interruptor de 23kv del banco 82B
Abrir cuchillas “B” y “S” del interruptor del banco 82B
Demostrar ausencia de potencial.
SUBESTACIONES
Página 195
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Verificar el equipo y limpieza de la zona de trabajo.
Cerrar cuchillas “B” y “S” del interruptor de 23kv del banco 82B.
Conectar el interruptor de 23kv del banco 82B.
Pasar el SWT del comodín, a posición “ALIMENTADOR”
Desconectar el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “Y” del interruptor de 23kv del banco 828.
Abrir cuchillas “EB” del comodín.
Cerrar cuchillas “EA” del comodín.
Conectar el interruptor comodín.
Dar en Licencia el Interruptor Comodín
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
Librar
1.
2.
3.
Desconectar el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “EA” y “A”.
Demostrar ausencia de potencial.
SUBESTACIONES
Página 196
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
Verificar el equipo y limpieza de la zona de trabajo.
Cerrar cuchillas “EA” y “A”.
Conectar el interruptor comodín.
Maniobras para Librar las Barras Auxiliares de 23Kv.
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
Librar
1.
2.
3.
4.
Desconectar interruptor comodín.
Abrir cuchillas “A” del interruptor comodín.
Abrir porta fusibles de TP’s o de servicio de estación si estos se
encuentran sobre esta barra.
Demostrar libres las barras auxiliares de 23Kv.
SUBESTACIONES
Página 197
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
Verificar que en las barras auxiliares de 23 KV no haya tierras
conectadas.
Cerrar porta fusibles de TP’s o de servicio de estación si es que estos se
encuentran sobre esta barra.
Cerrar cuchillas “A” del interruptor comodín.
Conectar interruptor comodín.
Dar en Licencia las Cuchillas “A” del Interruptor Comodín
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
Librar
1. Desconectar el interruptor comodín.
2. Abrir cuchillas “EA” y “A” del comodín.
3. Demostrar ausencia de potencial.
Normalizar
1.
2.
3.
Verificar la operación de las cuchillas “A”.
Cerrar cuchillas “EA” y “A” del comodín.
Conectar el interruptor comodín.
SUBESTACIONES
Página 198
Electromecánica y Operación Sistema
Dar en Licencia las Cuchillas “EA” del Interruptor Comodín
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
Librar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
Desconectar el interruptor comodín.
Cerrar cuchillas “A” del banco 82A.
Pasar SWT de comodín a posición “FUERA”.
Conectar el interruptor comodín.
Cerrar cuchillas “A” de los servicios conectados a barras base “A”.
Abrir cuchillas “B” de los servicios conectados a barras base “A”.
Desconectar el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “B” del banco 82A.
Abrir cuchillas “EA” del interruptor comodín.
Demostrar ausencia de potencial.
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Verificar la operación de las cuchillas “EA”.
Cerrar cuchillas “EA” del interruptor comodín.
Cerrar cuchillas “B”, del banco 82A.
Conectar el interruptor comodín.
Cerrar cuchillas “B” de los servicios conectados a barras base “A”.
Abrir cuchillas “A” de los servicios conectados a barras base “A”.
Desconectar el interruptor comodín.
Pasar SWT del comodín a posición “ALIMENTADOR”
Abrir cuchillas “A” del banco 82A.
SUBESTACIONES
Página 199
Electromecánica y Operación Sistema
10 Conectar el interruptor comodín.
Dar en Licencia las Cuchillas “EB” del Interruptor Comodín
(Librar)
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
1. Desconectar el interruptor comodín.
2. Cerrar cuchillas “A” del banco 82B.
3. Igualar voltajes de los bancos 82ª y 82B.
4. Bloquear cambiadores de tap´s (o regulador de voltaje).
5. Pasar SWT del comodín a posición “FUERA”.
6. Conectar el interruptor comodín.
7. Cerrar cuchillas “A” de los servicios conectados a las barras base “B”.
8. Abrir cuchillas “B” de los servicios conectados a las barras base “B”.
9. Abrir cuchillas “B” del banco 82B.
10. Desconectar interruptor comodín.
11. Abrir cuchillas “EA”.
12. Pasar a “AUTOMATICO” los cambiadores de tap´s (regulador de
voltaje).
13. Demostrar ausencia de potencial.
SUBESTACIONES
Página 200
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
Verificar la operación de las cuchillas “EB”.
Cerrar cuchillas “EA”.
Igualar voltaje de los bancos 82A y 82B.
Bloquear cambiadores de tap’s (o regulador de voltaje).
Conectar interruptor comodín.
Cerrar cuchillas “B” del banco 82B.
Cerrar cuchillas “B” de los servicios conectados a las barras base “B”.
Abrir cuchillas “A” de los servicios conectados a las barras “B”.
Desconectar el interruptor comodín.
Pasar el SWT del comodín a posición “ALIMENTADOR”.
Abrir cuchillas “A” del banco 82B.
Pasar “AUTOMATICO” los cambiadores de tap’s (regulador de voltaje)
Conectar interruptor comodín.
Dar en Licencia las Cuchillas “A” de un Alimentador
REGULADOR
82-A
Y
BARRAS AUXILIARES
Y
BARRAS BASE "B"
BARRAS BASE "A"
Y
INDICA EQUIPO CERRADO
SUBESTACIONES
Página 201
Electromecánica y Operación Sistema
Librar
1.
2.
3.
4.
Desconectar el interruptor comodín
Desconectar el interruptor “propio” del Alimentador a librar.
Abrir las cuchillas “B” y “S” del alimentador.
Demostrar ausencia de potencial.
Normalizar
1.
2.
3.
4.
Verificar la operación de las cuchillas “A”.
Cerrar cuchillas “B” del alimentador.
Conectar el interruptor “propio” del alimentador.
Conectar el interruptor comodín.
11.5.- DOBLE BARRA CON BARRA DE TRANSFERENCIA
a). Subestaciones con este Arreglo
Cerro Gordo (23Kv.)
b). Consideraciones Generales de Operación
En este tipo de arreglo es muy importante, cuando se efectúen maniobras, el
manejo adecuado de los selectores de transferencia del interruptor comodín de
los interruptores propios de bancos.
c). Condiciones Normales de Operación
Los bancos 82-A y 82-C, conectados a barras “A” de 23Kv. con el SWT en la
posición “propio”. El banco 82-B conectado a barras “B” de 23Kv. con el SWT en
la posición “propio”. EI interruptor comodín cerrado con cuchillas “B” ó “A” y
“T” cerradas, con el SWT en posición transferencia.
SUBESTACIONES
Página 202
Electromecánica y Operación Sistema
d). Maniobras en Doble Barra con Barra de Transferencia
Librar Barras “A” de 23Kv., Llevando los Alimentadores por el Bus de
Transferencia.
Librar
1.
Revisar que el servicio de estación no esté por las barras “A”, de lo
contrario, pasarlo a las barras “B”.
2. Abrir el interruptor comodín.
3. Abrir cuchillas “T” del interruptor comodín
4. Cerrar cuchillas “B” y “X” del interruptor comodín
5. Cerrar interruptor comodín (se establece el paralelo de Bancos).
6. Cerrar las cuchillas “B” de los circuitos conectados a barras “A”.
7. Abrir cuchillas “A” de los circuitos conectados a Barras “A”.
8. Abrir interruptor comodín
9. Abrir cuchillas “B” y “X” del comodín (cuchillas “A” y “T” del comodín
deben estar abiertas).
10. Demostrar libres las Barras “A”.
SUBESTACIONES
Página 203
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Revisar que no existan conexiones a tierra.
Cerrar cuchillas “X” y “B” del comodín.
Cerrar el interruptor comodín.
Cerrar las cuchillas “A” de todos los circuitos conectados normalmente a
Barras “A” de 23Kv.
Abrir las cuchillas “B” de todos los circuitos conectados normalmente a
Barras “A” de 23Kv.
Abrir el interruptor comodín (se rompe paralelo de bancos).
Cerrar cuchillas “B” ó “A” y “T”.
Cerrar interruptor comodín (para excitar barras de transferencia).
Librar Barras “B” de 23Kv., Llevando los Alimentadores por el Bus de
Transferencia.
Librar
1.
Revisar que el servicio de estación no esté por las barras “B”, si está,
pasarlo a las barras “A”.
2. Abrir el interruptor comodín.
3. Abrir cuchillas “T” del interruptor comodín.
4. Cerrar cuchillas “B” y “X” del interruptor comodín.
5. Cerrar interruptor comodín (se establece paralelo de bancos).
6. Cerrar las cuchillas “A” de los circuitos conectados a barras “B”.
7. Abrir las cuchillas “B” de los circuitos conectados a barras “B”.
8. Abrir el interruptor comodín.
9. Abrir cuchillas “B” y “X” del comodín (las cuchillas “A” y “T” deben estar
abiertas).
10. Demostrar libres las barras “B”.
SUBESTACIONES
Página 204
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Revisar que no existan conexiones a tierra.
Cerrar cuchillas “X” y “B” del comodín.
Cerrar el interruptor comodín.
Cerrar todas las cuchillas “B” de los circuitos conectados normalmente a
las barras “B”.
Abrir todas las cuchillas “A” de los circuitos conectados normalmente a
las barras “B”.
Abrir el interruptor comodín
Cerrar cuchillas “B” ó “A” y “T”.
Cerrar el interruptor comodín.
Librar Barras de Transferencia
1.
2.
Desconectar el interruptor comodín
Abrir cuchillas “A”, “B”, “X” y “T” del comodín.
Normalizar
1.
2.
3.
Checar que no haya tierras
Cerrar cuchillas “A” ó “B” más “T”.
Cerrar interruptor comodín.
Sustituir el Interruptor de un Alimentador de 23Kv. por el Comodín
(Considerando que el Alimentador está por las Barras “A”)
Librar
1.
2.
3.
4.
Abrir el interruptor comodín
Abrir cuchillas “B” del comodín.
Cerrar cuchillas “A” del comodín.
Pasar el selector de transferencia (SWT) del comodín a posición “Línea”.
SUBESTACIONES
Página 205
Electromecánica y Operación Sistema
5.
6.
7.
8.
9.
10.
Abrir el interruptor comodín.
Cerrar cuchillas “T” del alimentador a sustituir.
Cerrar el interruptor comodín.
Abrir el interruptor del alimentador.
Abrir cuchillas “A” y “S” del alimentador
Demostrar libre el equipo.
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Revisar que no existan conexiones a tierra.
Cerrar cuchillas “A” y “S” del alimentador.
Cerrar interruptor del alimentador
Abrir interruptor comodín
Abrir cuchillas “T” del alimentador.
Pasar el selector de transferencia (SWT) del comodín a posición
“transferencia”.
Cerrar el interruptor comodín.
Sustituir el Interruptor de un Alimentador de 23Kv. por el Comodín
(Considerando que el Alimentador está por las Barras “B”)
Librar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Abrir el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “A” del comodín.
Cerrar cuchillas “B” del comodín.
Pasar el conmutador de transferencia del comodín, pasarlo a posición
“Línea”.
Cerrar cuchillas “T” del alimentador a sustituir.
Cerrar el interruptor comodín.
Abrir el interruptor del alimentador a sustituir.
Abrir cuchillas “B” y “S” del alimentador.
Demostrar libre el equipo.
SUBESTACIONES
Página 206
Electromecánica y Operación Sistema
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Revisar que no existan conexiones a tierra.
Cerrar cuchillas “B” y “S” del alimentador.
Cerrar interruptor del alimentador.
Abrir interruptor comodín.
Abrir cuchillas “T” del alimentador.
Pasar el selector de transferencia (SWT) del comodín a posición
“transferencia”.
Cerrar interruptor comodín.
Sustituir el Interruptor de 23Kv. del Banco-A u 82-C por el Comodín
Librar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
Abrir el interruptor comodín
Abrir cuchillas “B” del comodín.
Cerrar cuchillas “A” del comodín.
Pasar el conmutador de transferencia del comodín a posición “Banco”.
Cerrar cuchillas “T” del banco.
Cerrar el interruptor del comodín.
Colocar el selector de transferencia de Banco a la posición “Comodín.”
Abrir el interruptor de 23 KV del banco.
Abrir cuchillas “A” y “S” de 23 KV del Banco.
Demostrar libre el equipo.
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Revisar que no existan conexiones a tierra.
Cerrar cuchillas “A” y “S” del interruptor de banco.
Cerrar interruptor del banco.
Pasar el selector de transferencia (SWT) del banco a posición propio.
Abrir el interruptor del comodín
Pasar selector de transferencia (SWT) del comodín a posición
“transferencia”.
Abrir cuchillas “T” del banco.
Cerrar el interruptor comodín
SUBESTACIONES
Página 207
Electromecánica y Operación Sistema
Sustituir el Interruptor de 23Kv. del Banco-B por el Comodín
Librar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
Abrir el interruptor comodín
Abrir cuchillas “A” del comodín.
Cerrar cuchillas “B” del comodín.
Pasar el conmutador de transferencia del comodín a posición “Banco”.
Cerrar cuchillas “T” del banco.
Cerrar el interruptor del comodín.
Colocar el selector de transferencia de Banco a la posición “Comodín.”
Abrir el interruptor de 23Kv del banco.
Abrir cuchillas “B” y “S” de 23 KV del Banco.
Demostrar libre el equipo.
Normalizar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Revisar que no existan conexiones a tierra.
Cerrar cuchillas “B” y “S” de 23Kv. del banco.
Cerrar el interruptor de 23Kv del banco.
Pasar el selector de transferencia del banco a posición “propio”.
Abrir el interruptor comodín.
Abrir cuchillas “T” del banco.
Pasar el selector de transferencia (SWT) del comodín a posición
“transferencia”.
Cerrar interruptor comodín.
11.6.- BARRA SENCILLA CON CUCHILLA DE ENLACE.
a). Subestaciones con este Arreglo
Narvarte
SUBESTACIONES
Página 208
VOLTAJE
Electromecánica y Operación Sistema
b). Consideraciones Generales de Operación
En baja tensión este tipo de arreglo puede estar formado por dos o más bancos
de potencia, para este caso lo vamos a analizar con dos de estos bancos.
Cada módulo de este arreglo se compone de un banco de potencia, un
interruptor de banco, una barra colectora y un número determinado de
alimentadores, integrados por un interruptor de potencia y dos juegos de
cuchillas. Entre cada uno de estos módulos tenemos unas
c). Condiciones Normales de Operación
Los bancos conectados a sus barras colectoras (interruptor de banco y cuchillas
cerradas) y todos los alimentadores conectados a sus barras correspondientes
(interruptor y cuchillas cerradas), las cuchillas de enlace abiertas (cerradas).
d). Maniobras en Barra Sencilla con Cuchilla de Enlace
Librar interruptor Alimentador ALI-1
1.
2.
3.
Abrir interruptor alimentador ALI-1.
Desacoplar interruptor alimentador ALI-1.
Demostrar libre el equipo.
Normalizar
1.
2.
3.
Revisar que no existan conexiones a tierra.
Acoplar interruptor alimentador ALI-1.
Cerrar interruptor alimentador ALI-1.
Para poner en observación un alimentador, solamente se pone en posición
“fuera” el togle switch del alimentador ALI-1.
SUBESTACIONES
Página 209
Electromecánica y Operación Sistema
EL TELECONTROL
12.1 Justificación del Telecontrol
12.2 Telecontrol
12.3 Telemedición
12.4 Señalización
12.5 Interfaz hombre – maquina
12.6 Reglamento de actividades en Subestaciones Tele controladas
12.7 Inspección de rutina en Subestaciones Tele controladas
12.8 UTR Y UTRD
12.9 Sistema Realflex V.4.20C1
SUBESTACIONES
Página 210
Electromecánica y Operación Sistema
12.1 JUSTIFICACION DEL TELECONTROL
La automatización de subestaciones tiene como finalidad la operación más
eficiente del sistema central. Para lograr este objetivo, después de analizar las
alternativas, se llegó a la conclusión de que deberían modificarse las políticas de
operación, auxiliándose de las técnicas que se emplean para el control remoto
de subestaciones. Esto implica la modificación de los circuitos de control,
protección y medición en cada una de las instalaciones, aplicando para ello
nuevas tecnologías que se deberán incorporar a las ya existentes de una
manera homogénea.
Las funciones necesarias para el funcionamiento remoto de una subestación
son los siguientes:
12.2 TELECONTROL
Se refiere a la posibilidad de operación desde un lugar distante de la ubicación
física del equipo de potencia, utilizando medios eléctricos y/o electrónicos
mediante el auxilio de redes de comunicación; es decir, control a distancia.






De interruptores de líneas y alimentadores.
De interruptores de banco.
De interruptores de banco de Capacitores.
De comando de bloqueo individual de recierres.
De comando de bloqueo general de enlaces.
De reposición de relevadores 86.
12.3 TELEMEDICION
Es el envío de los parámetros relacionados con el desempeño del equipo, al
centro de operación y control.
 De potencia activa, reactiva, de energía y de voltaje en cada
banco de potencia en la subestación.
 De voltaje en las barras de 400, 230, 85 y 23kv.
 De corriente en cada fase de cada uno de los alimentadores.
SUBESTACIONES
Página 211
Electromecánica y Operación Sistema
 De la potencia activa y reactiva en cada línea.
12.4 SEÑALIZACION
Se cuenta con información del estado y posición de diversos elementos de la
subestación.
 De cada uno de los interruptores de la subestación.
 De una alarma de la protección primaria por todas las líneas
de la subestación.
 De una alarma de la operación de la protección de respaldo
por todas las líneas.
 De una alarma de la operación e la protección primaria por
cada banco de la subestación.
 De una alarma de la operación de la protección de respaldo
por todos los bancos de la subestación.
 De disparo por protección de sobre corriente de cada uno de
los alimentadores.
 De la reposición de los relevadores 86.
 De la operación de cada una de la prot. diferencial de barras.
 De una alarma de la falla por todas las protecciones
diferencial de barras de la subestación.
 De la alarma de emergencia de cada banco de potencia,
banco de tierra y reguladores de 23kv de la subestación.
 De una alarma alerta por todos los bancos de potencia,
bancos de tierra y reguladores de 23kv de la subestación.
 De la alarma de emergencia de cada interruptor.
 De una alarma alerta por todos los interruptores de cada
nivel de tensión.
 De la alarma de emergencia de la batería de 125 V.
 De la alarma de alerta de la batería de 125 V / 48 V.
 De la alarma de falta de CA en servicio de estación.
 De la alarma de falla en sistema de aire de interruptores.
 De la alarma alerta de falta de potencial en barras 1 y barras
2 del lado de alta tensión.
 De una alarma de falla por todos los equipos de onda
portadora en la subestación.
SUBESTACIONES
Página 212
Electromecánica y Operación Sistema
 De una alarma de falla por todos los equipos de hilo piloto
en la subestación.
 De la protección diferencial de barras en modo común.
 De la operación del SCI.
 De la operación de cada paso de tiro de carga por baja frec..
 Del bloqueo de enlaces.
 Del bloqueo individual de re cierres.
 De la indicación local - remoto del telecontrol.
 De la indicación del canal de comunicaciones que se esté
empleando (primario o de respaldo).
En el caso de las subestaciones que pasaron de convencional a tele controlada,
también se aplican las siguientes consideraciones:
 No se modifica la señalización local de interruptores y cuchillas,
independientemente de que sea con luz parpadeante, luz fija o lámparas
verde y roja.
 No se tiene señalización remota de cuchillas.
 Las cuchillas de operación manual se quedan como están en las
condiciones actuales.
 No se modifica la medición local instalada.
 No se modifica el sistema de CD existente en cada subestación y solo se
agregarán los circuitos indispensables para la automatización.
 No se implementará el comando de telecontrol para reposición de
relevadores 86B y 86X.
 Para el Servicio de Estación, se efectúan las modificaciones necesarias
para que la transferencia se realice en forma automática.
 Se cambian los grupos motor – generador por rectificadores estáticos.
 La señalización remota de las alarmas se adapta a la indicación existente
en los cuadros de alarmas en cada subestación y, en el caso de que no se
cubran los puntos necesarios, se implementarán las alarmas prioritarias.
 Se desconectan las bocinas asociadas a los cuadros de alarmas existentes.
 No se implementa la alarma por apertura de puertas en el salón de
tableros.
SUBESTACIONES
Página 213
Electromecánica y Operación Sistema
12.5 INTERFAZ HOMBRE – MAQUINA
La interfaz que enlaza las señales provenientes de los diversos equipos con la
terminal de control superviso río, está formada por un gabinete de relevadores
intermedios. Esta misma interfaz también se encarga de recibir los comandos
de control, para a su vez enviarlos a los diferentes equipos de la subestación.
Otro elemento que a nivel de la subestación proporciona información detallada
de las alarmas o estados de los equipos, es el registrador de eventos, que junto
con el tablero de control (que proporciona los medios de operación) nos
permite operar en forma local – manual la subestación, en caso que sea
necesario hacerlo así.
Todos los elementos mencionados están conectados entre sí a través de un
muro de conexiones.
12.6 REGLAMENTO DE ACTIVIDADES EN SUBESTACIONES TELECONTROLADAS
Al entrar, identificarse con el personal de seguridad explicando el motivo de la
visita.
a) Reportarse con el I.S en turno y explicar el motivo de la visita.
b) Anotar en el relatorio de la subestación la hora de llegada, el nombre y No.
de trabajador, categoría, departamento de procedencia, quien autoriza la
permanencia y que trabajo se va a realizar. Al terminar, anotar la hora de
salida y quien quedo enterado en Sistema de su retiro.
c) Cuando algún equipo quede en licencia, el portador de la misma debe
anotarla claramente en el relatorio correspondiente de la subestación, de
la misma forma se hará cuando se regrese la licencia.
d) No pueden ser acompañados por personas ajenas a la compañía.
e) Toda clase de permiso de acceso a las diferentes subestaciones en el
Distrito Federal y en el Estado de México serán otorgadas por el
SUBESTACIONES
Página 214
Electromecánica y Operación Sistema
Departamento de Subestaciones (Andrés Molina Enríquez No. 977, colonia
San Andrés Tetepilco, México DF., teléfono 5633-8099).
f) Se prohíbe el uso de estas subestaciones como estacionamientos
permanentes o bodegas.
g) Se debe cumplir con el Reglamento Interior de Trabajo, cumpliendo las
condiciones de orden, disciplina y limpieza.
h) La utilización de las comunicaciones son propias para el trabajo, queda
prohibido hacer llamadas de larga distancia.
j) Antes de abandonar la subestación verificar que las instalaciones queden
limpias, en orden y cerradas.
12.7 INSPECCION DE RUTINA EN SUBESTACIONES TELECONTROLADAS
REGISTRADOR
DE EVENTOS
RELEVADORES
INTERMEDIOS
DTE
DCE
(PC O TERMINAL)
(MODEM O
CODEC)
CANAL
DCE
(MODEM O
CODEC)
EQUIPOS
MUX/
DEMUX
UNIDAD
TERMINAL
REMOTA
T
M
TABLERO DE
C0NTROL
SUBESTACIONES
Página 215
Electromecánica y Operación Sistema
La inspección de rutina en una SE tele controlada se realiza primordialmente
para detectar anomalías, en general, que no son percibidas a través de alarmas
y para efectuar pruebas manuales en equipos que lo permitan; dichas
inspecciones se deben realizar periódicamente para garantizar la continuidad
del servicio.
 A) Sala de Tableros.
1. Comunicarse a Sistema: Comunicarse a Sistema, indicando el motivo
de la presencia del Respaldo Operativo en la subestación.
Revisar el relatorio de la subestación para saber si algún equipo se encuentra en
reparación o licencia.
Al término de la inspección de rutina anotar en el libro (relatorio) las
observaciones pertinentes, por ejemplo, alguna anomalía detectada, reportarla
a Sistema e informar que el Respaldo Operativo se retira de la SE.
2. Registrador de Eventos: Mandar un sumario al registrador de
eventos, para verificar si existe alguna alarma presente y conocer el
estado de operación en que se encuentra la SE.
Revisar papel y cinta del impresor del Registrador de Eventos; de ser necesario
ponerle dicho material y también ponerlo a tiempo.
3. Tablero Miniaturizado o de Mosaicos: Efectuar pruebas de lámparas
y verificar señalización en tableros miniaturizados (luz fija y luz
intermitente).
Verificar las diversas mediciones (lecturas) en líneas y bancos (MW y MVAR),
barras (Kv) y alimentadores (A).
4. Protecciones: Revisar relevadores del equipo en general, en caso de
encontrarse alguno operado, avisar a Sistema, tomar nota y reponer
banderas.
SUBESTACIONES
Página 216
Electromecánica y Operación Sistema
5. Tableros de CA y CD: Verificar que los termo magnéticos se
encuentren en su posición correcta.
6. Servicio de Estación Interior: Revisar la posición del sw selector, debe
estar en posición automático y conectado el T20A (preferente),
verificar la indicación correcta de la lámpara de señalización,
comprobar voltaje y revisar el detector de tierras.
7. Cargadores y Baterías: En el cargador rectificador de 120v y 48v,
verificar que la posición del toggle sw o botón, se encuentre en la
posición de igualación automática.
Revisar voltajes y niveles de líquido en baterías de 120v y 48v.
8. Unidad Terminal Remota: Verificar la posición del toggle sw del HP,
normalmente debe estar a través del HP primario, a menos que este
se encuentre fallando y este por el HP de respaldo; confirmarlo con
Sistema.
El toggle sw local – remoto de la UTR debe estar en posición remoto
B) Transformadores.
1. Módulo de Lámparas y Alarmas: Verificar que todas las alarmas se
encuentren conectadas (toggles en posición dentro) en caso de que
se encuentre alguna bloqueada (desconectada), tomar nota y
determinar el motivo o causa por la cual está bloqueada, si no existe
motivo alguno se normaliza (desbloquea) y se notifica a Sistema.
2. Auxiliares (ventiladores y bombas): Revisar que los termo
magnéticos de grupos de enfriamiento y bombas de flujo se
encuentren conectados, así como el de calefacción del gabinete del
transformador.
El sw selector (manual – automático) del sistema de enfriamiento debe estar en
posición automático.
SUBESTACIONES
Página 217
Electromecánica y Operación Sistema
Efectuar una prueba manual a los grupos de enfriamiento, verificando el flujo
del aceite en las bombas correspondientes.
3. Niveles de Aceite: Verificar los niveles de aceite tanto del
transformador como del cambiador de derivaciones, las temperaturas
del aceite y devanado, la presión en la botella de nitrógeno del
equipo Inertaire y la presión de nitrógeno en el transformador.
4. Cambiador de Derivaciones: Verificar que el sw selector (manualautomático) este en automático y los termo magnéticos conectados.
En caso de tener el cambiador fuera de posición, la corrección o
normalización se puede efectuar localmente ya sea eléctrica o
manualmente.
5. Revisión: Revisar en forma ocular el transformador para percibir
posibles anomalías que no se detectan a través de alarmas, como
escurrimientos o fugas de aceite, conexiones flojas, etc.
6. Transformadores 421 (T421): En subestaciones donde existen T421,
como Santa Cruz y Victoria, las revisiones mencionadas se efectuarán
para cada una de las unidades ya que el transformador está integrado
por tres autotransformadores monofásicos, existiendo un gabinete de
control (G-3) para cada transformador y un gabinete de control (G-4)
para el paralelo de transformadores; la supervisión de estos gabinetes
consistirá en:
(a) Gabinete G-3 (Paralelo de Unidades): Efectuar pruebas de
lámparas y alarmas, verificar que todos los termo magnéticos se
encuentren conectados. Los seccionadores de cada unidad
deben estar en posición conectados. El conmutador de servicio
(maestro – seguidor – individual) en una unidad debe
encontrarse en posición de maestro y en las otras dos unidades
en posición de seguidor. El conmutador de control de los
transformadores (distancia – remoto) debe estar en posición
remoto. Verificar indicación de TAP en el gabinete G-3 y en cada
uno de los cambiadores de Taps de las unidades.
SUBESTACIONES
Página 218
Electromecánica y Operación Sistema
(b) Gabinete G-4 (Paralelo de Transformadores): Verificar que
todos los termo magnéticos se encuentren conectados. El
conmutador del T421 A (maestro – seguidor – individual) debe
estar en posición de maestro, mientras que el del T421 B deberá
estar posición seguidor.
Verificar indicación de tap´s de cada uno de los transformadores.
C) Interruptores (400Kv, 230Kv y 85Kv).
I. Módulo de Lámparas y Alarmas: Verificar que las alarmas (toggles sw)
se encuentren conectadas (posición dentro), en caso de que alguna este
desconectada (bloqueada) tomar nota y determinar el motivo o causa, si no
existe motivo alguno, normalizarla (desbloquear), y al término de la revisión
notificar a Sistema.
Efectuar prueba de lámparas y alarmas con el botón de prueba de dicho
módulo. Esta prueba se puede efectuar bloqueando las alarmas para que no
llegue la señal al Registrador de Eventos ni a Sistema o efectuar la prueba sin
bloqueo de alarmas, llegando estas al Registrador de Eventos y a Sistema.
II.Termomagnéticos: Revisar que todos los termo magnéticos se
encuentren conectados y el sw selector de operación en posición remoto;
verificar que la señalización – bandera mecánica sea correcta en el gabinete y
en el exterior del interruptor.
Verificar presiones de aire, aceite, SF6 y nitrógeno, dependiendo del
tipo de interruptor. Para ejemplificar se mencionarán los valores
normales para el interruptor de 400Kv (Brown – Boveri).
Presión normal en cámaras (tanques de baja presión) del interruptor
30Kg / cm².
Presión normal en tanques de alta presión 145Kg / cm².
SUBESTACIONES
Página 219
Electromecánica y Operación Sistema
Sw selector (manual – automático) del motor compresor en posición
automático.
Sw selector (paro – marcha) de realimentación a tanques de baja
presión del interruptor en posición marcha.
Revisar ocularmente los circuitos de aire de alta y baja presión en el
gabinete del interruptor, para detectar posibles fugas.
Efectuar prueba manual del motor compresor.
Efectuar prueba manual de realimentación a tanques de baja presión
del interruptor.
 D) Cuchillas (400Kv, 230Kv y 85Kv).
1. Revisión Física: Revisar físicamente la posición de todas las cuchillas
cerradas o abiertas en sus tres fases (operación completa)
dependiendo del estado de operación en que se encuentren.
2. Sw Selector: En el gabinete correspondiente de las cuchillas, verificar
la posición del sw selector (local - remoto) en remoto, y los termo
magnéticos de control, motor y calefacción conectados.
3. Cuchillas de 23Kv: En subestaciones donde existan cuchillas de 23Kv,
primordialmente en las de distribución (alimentadores), se revisará
que las tres fases de cada grupo de cuchillas se encuentren
correctamente cerradas. Dichas cuchillas son generalmente de
operación manual.
 E) Sistema Contra Incendio (SCI).
Características: El Sistema Contra Incendio consta básicamente de un
tanque hidroneumático con capacidad de 30m³ de los cuales, 20m³
corresponden a líquido (agua) y 10m³ de aire a presión. La presión de
SUBESTACIONES
Página 220
Electromecánica y Operación Sistema
trabajo del sistema es de 7Kg / cm² proporcionada por una
motobomba y un moto compresor.
El SCI queda completado con las válvulas y tuberías respectivas.
Inspección: La inspección consiste en revisar el nivel de agua del tanque
hidroneumático así como la presión de trabajo del sistema. En el
gabinete del SCI se verifica que se encuentren conectados los termo
magnéticos (CA) de motobomba y moto compresor así como su sw
selector (manual – automático) de arranque de cada uno en posición
¨automático¨. Se verifica el estado de las válvulas.
III. Prueba de Motobomba y Motocompresora: Se efectúa prueba
manual de motobomba y motocompresor teniendo cuidado de que al
terminar dicha prueba los sw selectores se pasen a posición
automática.
 F) Planta de Emergencia.
1. Características: La planta de emergencia opera y toma carga
únicamente cuando falta potencial en la subestación, de ahí su
importancia en la inspección de rutina.
2. Inspección: La inspección consiste en revisar el nivel de combustible
(diesel) en el tanque de la planta, nivel de aceite del motor, nivel de
agua del radiador, termo magnético conectado y su sw de arranque
en posición automático, además se efectúa prueba de lámparas y
alarmas.
3. Pruebas de Arranque: Se efectúa prueba manual de arranque de la
planta, teniendo cuidado de que el térmico de dicha prueba se pase a
posición automático.
SUBESTACIONES
Página 221
Electromecánica y Operación Sistema
 G) Compresores (sistema de aire).
Características: Los compresores para el sistema de aire existen
fundamentalmente donde hay interruptores neumáticos.
El sistema de aire está integrado por tres grupos de compresores, grupo 1, 2 y 3, de
los cuales uno de ellos debe estar como prioritario en el arranque con respecto a los
otros dos.
Inspección: Consiste en efectuar prueba de lámparas y alarmas a través
del botón de prueba del módulo de alarmas.
Al terminar, verificar que los sw selector (manual – automático) de arranque de
cada uno de los grupos, se encuentren en posición automático.
En la parte lateral del gabinete de compresoras, se encuentran los interruptores
de seguridad de los grupos 1, 2 y 3, verificar que se encuentren en la posición
de marcha.
Prueba de Arranque: Se efectúa prueba manual de arranque de cada
uno de los grupos (compresores), al término de la prueba asegurarse de
pasar el sw selector de cada grupo a la posición automático.
 H) Servicio de Estación Exterior.
Características: Está integrado básicamente por dos transformadores de
23Kv / BT comúnmente llamados T20A y T20B (en algunos casos se tiene
un T20R o un T20C) que alimentan al servicio de estación exterior.
Normalmente la alimentación de CA para la SE es a través del T20A
como preferente y el T20B como emergente, con interruptores de
transferencia automática por BT.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Inspección: La revisión consiste en verificar que todos los termo
magnéticos de alumbrados y fuerza se encuentren conectados, así como
los termo magnéticos propios del servicio de estación.
Estando en servicio el T20A (preferente) conectado, su interruptor de baja
tensión debe estar con señalización ¨dentro¨ o ¨conectado¨ y con resorte
descargado, no así el T20B (emergente) el cual debe estar con señalización
¨fuera¨ o ¨desconectado¨ y con resorte cargado o sea preparado para entrar
(conectarse) a través de una transferencia automática o manual al momento
que se requiera.
 I) Consolas de Bombeo (aceite).
Lámparas y Alarmas: Efectuar prueba de lámparas y alarmas de cada
una de las consolas y revisar la alimentación de CA (lámpara indicadora).
Inspección: Verificar presiones de aceite (± 16Kg / cm²) y nitrógeno (±
0.6Kg / cm²) nivel de aceite (± 6 000lt).
Efectuar cambio de gráficas de presión de aceite (manómetro gráfico) cada 7
días.
El sw selector (manual – fuera – automático) de la motobomba de aceite debe
estar en posición automático.
Prueba Manual de Motobomba: Efectuar prueba manual de la
motobomba, al término de la prueba volver a pasar el sw selector a
posición automático.
Revisión de Válvulas: Revisar que todas las válvulas se encuentren en la
posición correcta (cerrada o abierta) y efectuar revisión a las tuberías para
detectar posibles fugas o escurrimientos.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Botella de Nitrógeno: Verificar presión del nitrógeno en las botellas.
Seguridad
 Utilice siempre su equipo de seguridad personal (pantalón, zapatos,
camisola, casco, guantes, etc.)
 Al llegar a la subestación Eléctrica repórtese con el operador de sistema y
al de redes.
 No entre corriendo a la sala de control.
 Verifique y reporte el estado de los extintores.
 Mantenga su radio encendido.
 Informe a su auxiliar de los trabajos que se tienen que realizar en la
subestación donde se encuentren.
 Si usted tiene dudas de los trabajos que se van a realizar pregúntele a su
operador de sistema o de redes según sea el caso.
 Nunca opera cuchillas con carga es mortal para usted y su auxiliar.
12.8 UTR Y UTRD
12.8.1
CONCEPTO
La UTR (Unidad Terminal Remota) es una unidad de cómputo que funciona
como interfaz entre la terminal de control supervisorio y las señales que surgen
del equipo a nivel de la subestación. Terminal remota que ordena y adecua la
información que viene del equipo para enviarla al COC y viceversa.
Registrador de eventos:
proporciona información
detallada de las alarmas o
estados en que se encuentra el
equipo.
Tablero de control o
miniaturizado: proporciona los
medios físicos necesarios para la
operación manual.
Permiten la operación de la subestación en forma local-manual, en caso
de una falla del sistema CRAD (Sistema de Control Remoto y Adquisición
de datos).
SUBESTACIONES
Página 224
Electromecánica y Operación Sistema
12.8.2
FUNCIONAMIENTO
Los transformadores, interruptores y cuchillas cuentan con un gabinete auxiliar,
este gabinete manda señalización sobre el estado actual del equipo hacia los
tableros de protección, de este, sale la señal mediante cable telefónico hacia el
muro de conexiones. De este muro de conexiones sale señalización hacia el
registrador de eventos, hacia el tablero de control y hacia el gabinete de
relevadores intermedios.
La señal análogica que recibe el GRI proveniente del muro de conexiones es de
125VCD, esta mediante u na bobina permite el cierre mediante un contacto que
envia una señal de 48VCD hacia la UTR pasando por un MODEM que realizala
conversión de señal analógica en digital. En sentido inverso, la UTR envia una
señal digital que pasa por el módem para ser convertida en análogica, esta
señal en 48VCD permite mediante otra bobina el cierre de un contacto que
manda señalización en 125VCD hacia el muro de conexiones.
La señal digital que contiene la UTR es enviada por medio del Hilo Piloto (HP)
hacia el COC. La señal , antes de llegar a las terminales de control supervisorio,
pasaprimero por otro módem que vuelve a realizar la conversión de la señal
digital en análogica. De la misma forma, las señales que son enviadas desde el
COC hacia la UTR de la subestación sufren una conversión por medio del
módem de análogicas a digitales.
12.8.3
DIFRENCIAS ENTRE LA UTR Y LA UTRD
Su funcionamiento es prácticamente la misma que la UTR, pero la diferencia
básica consiste en que una UTRD está formada por SITES que reciben los datos
de una parte del equipo y no de todo, posteriormente cada uno de los sites
envían esta información a un concentrador.
12.9
SISTEMA REALFLEX V.4.20C1
Es un sistema de aplicación SCADA (Sistema de Adquisición de Datos en Tiempo
Real), soportado por el sistema operativo QNX, que facilita la operación de una
subestación de potencia telecontrolada, está basado en una filosofía de
ambiente gráfico (Windows) y sirve como interfaz entre el hombre y la PC para
a operación y el control de una subestación.
SUBESTACIONES
Página 225
Electromecánica y Operación Sistema
Al accesar al sistema Realflex aparece en la pantalla una ventana principal, en
cuya parte superior aparece una barra con seis botones alineados hacia la
izquierda y en su parte derecha aparece un recuadro con la fecha y hora.Al
centro de la ventana nos muestra un recuadro con información general del
sistema RealFlex 4. En la parte inferior de la ventana aparece otro recuadro con
los dos últimos acontecimientos de la subestación, este recuadro también
estará disponible en cualquier momento al igual que la barra superior.
Al dar un clic con cualquier botón del mouse el recuadro con la información
general del sistema desaparecerá y mostrará una ventana de inicio que muestra
el nombre y versión del sistema.
12.9.1 MENU PRINCIPAL
El menú principal consta de seis botones y una barra con información de la
fecha y la hora.
De los seis botones mencionados el primero contiene una figura que semeja
una alarma sonora. Este botón permite callar una alarma sonora de la
computadora, la cual es activada cuando ocurre un evento anormal en el
equipo eléctrico o de cómputo. El realizar esta acción no implica que se haya
reconocido el evento que generó la alarma, sino solamente que se está
enterado el suceso.
Menú “Main”
El segundo botón “Main” muestra las opciones para el control administrativo.
Para accesar a las opciones de este menú nos debemos posicionar en el botón
correspondiente y pulsar el clic derecho del mouse para que se despliegue la
ventana con las diferentes opciones.
La primera opción “RealFlex Summaries” nos despliega un submenú con titulo
“Summaries”. Aquí la opción “System-PCU” nos manda a una ventana que nos
presenta tres diferentes opciones las cuales nos despliegan la información del
estado actual del equipo eléctrico y de cómputo.
SUBESTACIONES
Página 226
Electromecánica y Operación Sistema
La segunda opción “Comunications” nos presenta un resumen del estado que
guardan los canales de comunicación del equipo hacia los Sites.
La tercera opción muestra el diferente equipo que tiene activada su alarma, es
decir, el equipo que puede mandar señal de alarma en caso que ocurra un
evento.
La cuarta y última opción de este submenú nos presenta un resumen de las
alarmas y eventos que se han presentado tanto en el equipo eléctrico como en
el de cómputo.
Regresando al menú “Main”, la segunda opción “Data Summaries” despliega un
submenú con el mismo nombre, este submenú contiene algunas opciones de
relevancia.
Las opciones “Analog” y “Meter” despliegan información del equipo de
cómputo y eléctrico, cada parte de equipo cuenta con datos numéricos
correspondientes a la situación que guarda el equipo.
La opción “Status” nos presenta la información de la condición en que se
encuentra el equipo tanto de cómputo como eléctrico.
La cuarta y quinta opciones, no tienen relevancia en su funcionamiento.
La opción “Alarm Disabled” nos muestra el equipo que tiene deshabilitada su
alarma, es decir, cualquier evento que ocurra en el equipo listado no mandará
ninguna señal sonora en la computadora.
Las opciones de “Control Tagged” e “Information Tagged” nos desplegarán una
ventana con las diferentes tarjetas de control o información según corresponda.
Estas tarjetas de control o información se dan de alta cuando se está en los
diagramas unifilares y tocaremos este punto con mayor detenimiento cuando
veamos el menú “Displays”.
La última opción de este submenú “soe” presenta una ventana que muestra los
eventos ocurridos tanto en el equipo de cómputo como en el equipo eléctrico.
De los botones de esta pantalla, “PAGE UP” nos manda a la anterior hoja de
registros, mientras que “PAGE DOWN” avanza a la siguiente hoja. El tercer
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
botón: “INDEX”, despliega una pantalla que nos permitirá seleccionar si así lo
deseamos únicamente los eventos que han ocurrido en el equipo eléctrico.
Continuando con el menú “Main”, la tercer opción “Demand Reports” no tiene
ninguna relevancia, mientras la opción “User Logon/Logoff” permite dar de alta
o de baja algún usuario que tenga diferente nivel de jerarquía en el sistema
(dependiendo de las jerarquías un usuario puede o no hacer determinadas
cosas en un sistema por ejemplo, habilitar o deshabilitar una alarma de un
equipo determinado).
La opción “About RealFlex” despliega un recuadro en la parte central de la
pantalla, el cual contiene las generalidades del sistema RealFlex 4.
La última opción de Main, “Exit RealFlex”, no es recomendable utilizarla a
menos que sea necesario. Al escoger esta opción aparece una pantalla donde se
pregunta si realmente se desea salir del sistema.
Al escoger la opción “No” se cancela la instrucción, la opción “Yes” es para salir
del sistema RealFlex y al escogerla se borra el recuadro bajo con los últimos dos
acontecimientos y también se borra el menú principal enviando un mensaje
SHUTTING DOWN REALFLEX… el cual significa que se está saliendo del sistema.
Para ingresar al sistema se deberá pulsar el botón derecho del mouse para que
aparezca el menú con titulo “Workspace”, posteriormente se selecciona la
opción “Programs” seguido de la opción “RealFlex”.
Antes de ingresar nuevamente al sistema aparece otra pantalla donde se pide
especificar en qué forma se va a ingresar, se deberá escoger la opción “WARM
START” para que el sistema inicie con los valores reales del equipo.
Al no responder, en qué forma se iniciará el sistema, esté iniciará con los
valores reales, es decir con los valores almacenados en su base de datos.
NO debe iniciar con la opción “COLD START”, sin embargo, al escoger está
opción el sistema nos pide confirmar el inicio reinicializando los valores. Si no se
da respuesta el sistema inicia con los valores de”WARM START”.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Menú “Utilities”
Del menú “Utilities” su opción más relevante es “Set Time/Date”, la cual nos
sirve para modificar la fecha y el horario del sistema.
Fecha y Horario: Para modificar la fecha y el horario del sistema debemos
posicionarnos en la opción Utilities del menú principal y dar un clic derecho con
el mouse para activar sus opciones. Posterior a esto debemos ubicarnos en la
opción “Set Time/Date” y activarla dando un clic izquierdo con el mouse.
Con esta operación aparecerá la ventana con titulo “Update Clock”, la cual nos
servirá para realizar las modificaciones necesarias. La forma en que lo vamos
hacer es la siguiente:
Fecha: Para modificar la fecha debemos ubicarnos en el primer grupo de
botones correspondiente al mes, día o año, según corresponda y pulsar las
flechas laterales hacia arriba o hacia abajo según sea necesario.
Horario: Para modificar el horario nos debemos ubicar en el segundo grupo de
botones correspondientes a las horas, minutos y segundos, según corresponda
y pulsar las flechas laterales hacia arriba o hacia abajo según sea necesario.
La forma en la que sabemos cuál es el botón seleccionado es simple, ya que
aparece como si estuviera sumido en la ventana.
Al terminar de realizar las modificaciones tendremos que pulsar el botón “Save”
para que los cambios surtan efecto, de lo contrario no serán válidos. Si no
deseamos realizar cambio tendremos que pulsar el botón “Cancel” o el botón
con un círculo verde que está ubicado en la parte superior izquierda.
El menú “Confuguration”, no tiene relevancia en sus diferentes opciones al igual
que el último botón rotulado con un signo de interrogación (“?”). El quinto
botón “Display”, contiene opciones con las cuales será posible tener un control
operativo de la subestación.
Para accesar al submenú de esta opción nos tendremos que ubicar en el botón
correspondiente y hacer clic izquierdo con el mouse. Dicha acción despliega una
ventana con las opciones operativas del sistema. Para accesar a cualquiera de
ellas se tendrá que posicionar con el mause en el nombre del formato deseado,
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
con esto el nombre escogido será encerrado en un recuadro que indica la
opción a desplegar, al estar en la opción deseada se deberá hacer clic derecho
con el mause para que sea desplegada otra ventana con la opción que se
escogió.
Cualquiera de las opciones que presenta este submenú contiene forma general
las mismas características en cuanto a la presentación: dos renglones en la
parte superior, el primero lo contiene en la parte izquierda un botón para cerrar
la ventana activa, al centro el nombre y a la derecha dos botones que
minimizan y maximizan dicha ventana; el segundo renglón nos muestra cuatro
botones, de los cuales los dos primeros varían, al pulsar cualquiera de estos se
cierra la ventana actual y despliega la que fue escogida, el tercer botón “ACK”,
además de callar la alarma sonora, reconoce los eventos correspondientes a la
ventana, los cuales están “parpadeando”, es decir están cambiando
constantemente de un color gris oscuro a negro. El último botón pasa al frente
cualquier ventana que se encuentre activada detrás de la que se tiene en uso.
230_kv
Primera opción del submenú “SELECT DISPLAY” de título “230_KV”, sus botones
“ALARMA_1” y “23_KV_H_1” nos envían a las opciones correspondientes sin
necesidad de regresar al submenú.
La parte central de la ventana muestra el diagrama unifilar por 230Kv, con
arreglo de doble barra con interruptor de amarre, tres bancos, el T221A, T221B
y T221C y dos líneas de transmisión, la L.XOCH y la L.COAP que previenen Santa
Cruz y Coapa respectivamente. También aparece el voltaje de las barras y las
condiciones en que se encuentra los interruptores y cuchillas (el rojo indica
cerrado y el verde abierto, sí un equipo aparece en blanco y parpadeando es
indicativo de que no ha reconocido su último cambio de estado).
En la parte baja del diagrama aparece la leyenda “ADQ UTR”, la cual nos indica
el canal de comunicación que se está utilizando, al centro la alarma general de
los interruptores de 230 Kv y a la derecha la posición en que se encuentra el
concentrador de UTR´s.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
23_Kv_h_1
Segunda opción del submenú “SELECT DISPLAY”, su titulo es “23_KV_H_1” y los
botones que envían a otras opciones son “230_KV” y “23_KV_H_2”.
En la parte principal de la pantalla se despliega una parte del diagrama unifilar
de 23 Kv, esta parte corresponde al equipo que está conectado a las Barras 1.
Muestra el T221A, con su K-21, y el T221C con su interruptor correspondiente.
El diagrama también nos muestra las condiciones normales por 23 Kv, el voltaje
en las barras proporcionado por los bancos, la carga de los alimentadores, las
condiciones en que se encuentran los interruptores y cuchillas (el rojo indica
cerrado y el verde abierto, si un equipo aparece en blanco y parpadeando es
indicativo de que no ha reconocido su cambio de estado), la condición de los
recierres.
En la parte baja del diagrama aparece la leyenda “REPOSICION HEA”, la cual
envía una reposición general a los relevadores auxiliares de disparo 86´s, al
centro de alarma general de los interruptores correspondientes a 23 Kv y a la
derecha la posición en que se encuentra el concentrador de UTR´s.
23_Kv_h_2
Tercera opción del submenú “SELECT DISPLAY”, su titulo es “23_KV_H_2” y los
botones que envían a otras opciones son “23_KV_H_1” y “230_KV”.
En la parte principal de la pantalla se despliega una parte del diagrama unifilar
de 23 Kv, esta parte corresponde al equipo que está conectado a las Barras 2.
Muestra el T221B, con su K-22, y el amarre de 23Kv., cada uno con su
interruptor correspondiente.
El diagrama también nos muestra las condiciones normales por 23 Kv, el voltaje
en las barras proporcionado por los bancos, la carga de los alimentadores, las
condiciones en que se encuentran los interruptores y cuchillas (el rojo indica
cerrado y el verde abierto, si un equipo aparece en blanco y parpadeando es
indicativo de que no ha reconocido su cambio de estado), la condición de los
recierres.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
En la parte baja del diagrama aparece la leyenda “REPOSICION HEA”, la cual
envía una reposición general a los relevadores auxiliares de disparo 86´s, al
centro de alarma general de los interruptores correspondientes a 23 Kv y a la
derecha la posición en que se encuentra el concentrador de UTR´s.
Acumuladores
El título de esta opción es “ACUMULADORES”, y los botones que envían a otras
opciones son “RES_CARGAS2” y “ALARMAS_1”.
En la parte principal de la pantalla tenemos la medición de cada uno de los
bancos en MWH; la información que despliega se divide en ocho diferentes
rangos:
ACTUAL: Es la lectura que se tienen en el momento en el megawatthorímetro.
HORA ACTUAL: Son MWH que se han dado desde el primer minuto de la hora
en curso.
HORA ANTERIOR: Son MWH que se entregaron durante la hora anterior
inmediata.
AYER: Son MWH que se entregaron desde las 00:00 horas hasta las 24:00 del
día anterior.
DIA: Son MWH que se han entregado desde las 00:00 horas hasta la hora actual
del presente día.
MES: Son MWH que se entregaron desde las 00:00 horas del primer día del mes
hasta la hora actual del presente día.
AÑO: Son MWH que se han estregado desde las 00:00 horas del 1 de enero del
año en curso hasta la hora actual del presente día.
FACTOR: Es la constante que se aplica para obtener los MWH.
Alarmas_1: Esta opción tiene como título “ALARMAS_1”, y los botones que
enlazan a otras opciones son “ACUM” y “ALARMAS_2”. En la parte principal de
la pantalla se despliegan listados que muestran el estado de las alarmas y
alertas en los bancos y las alarmas en general del equipo.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Alarmas_2: Esta opción tiene como título “ALARMAS_2” y los botones que
envían a otras opciones son “ALRMAS_1” y “PROT_BLOQ1”.En la parte principal
de la pantalla se despliegan listados que muestran el estado de las alertas en los
interruptores por 230Kv y 23Kv y las emergencias de SF6, en 23Kv y 230Kv.
Alarmas_cap: El título de esta opción es “ALARMAS_CAP”, los botones que
envían a otras opciones son “ALARMAS_2” y “230_KV”. En la parte principal se
despliega la información sobre las protecciones, desbalanceos, fallas,
emergencias y alertas que se pudieran presentar en los bancos de capacitores.
Prot_bloq1: El título de esta opción es “PROT_BLOQ1” , los botones que envían
a otras opciones son “ALARMAS_2” y “PROT_BLOQ2”. En la parte principal se
despliegan las protecciones primarias y de respaldo de las líneas y bancos, las
diferenciales por 230Kv y 23Kv, los bloques en los interruptores de 230Kv y
23Kv y las fallas de protecciones en los bancos y líneas de transmisión.
Prot_bloq2: Esta opción tiene el título de “PROT_BLOQ2”, los botones que
envían a otras opciones son “PROT_BLOQ1” y “RES_CARGAS1”. En la parte
central de la ventana se despliega el estado en que se encuentran los recierres
de los alimentadores y las condiciones en las que están las protecciones 50, 50N
y 51N de los mismos.
Res_cargas1: Tiene como título: “RES_CARGAS1”, los botones para ir a otras
opciones son “PROT_BLOQ2” y “RES_CARGAS2”. En el centro de la ventana
despliega el voltaje por 230Kv, los Mw y Mvar, de las líneas de transmisión, los
Mw, Mvar y Kv de los bancos y los Mvar de los capacitores.
Res_cargas2: El título de esta ventana es “RES_CARGAS2”, los botones para ir a
otras opciones son “RES_CARGAS1” y “ACUM”. En la parte central de la ventana
se despliegan las cargas por fase de todos los alimentadores.
Sites: Su título es: “SITES”, los botones para ir a otras opciones son “230_KV” y
“SITES_2”. Despliega información sobre el estado de los Sites, como el estado
de los canales de comunicación, la posición local/Remoto del Site, y la posible
fallas de corriente alterna y directa en el equipo.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Sites_2: El título de esta ventana es: “SITES_2”, los botones para ir a otras
opciones son “SITES” y “TRIFASE_1”. Muestra el estado del concentrador en
cuanto al tipo de sistema, la comunicación y la configuración de respaldo y la
unidad de control que está activa.
Trifase_1: Esta ventana tiene título de “TRIFASE_1”, los botones para ir a otras
opciones son “SITES_2” y “TRIFASE_2”. Muestra el estado de los desbalances
entre fases y las pérdidas que pudieran presentarse en cada uno de los
alimentadores.
Trifase_2: En esta ventana “TRIFASE_2, los botones para ir a otras opciones son
“TRIFASE_1” y “SITES”. Muestra la fase seleccionada que da la información de
los diagramas unifilares, la corriente (carga) del alimentador en dicha fase y el
porcentaje de tolerancia en cuanto al desbalanceo entre fases.
12.9.2 OPERACCION DEL EQUIPO.
Para operar el equipo de la subestación (interruptores o cuchillas) solo se podrá
hacer mediante la manipulación del mouse y se tendrán que seguir los
siguientes pasos:
1. Posicionarse en la opción Displays del menú principal y hacer clic derecho
con el mouse para desplegarlo.
2. Al desplegarse el submenú Select Display posicionar el mouse hasta la opción
que contiene el diagrama unifilar en que se encuentra el equipo deseado.
3. Pulsar el botón izquierdo para desplegar la ventana con el diagrama unifilar.
4. Al realizar esta acción, el diagrama unifilar será desplegado, los interruptores
y cuchillas que estén conectados o cerrados a aparecerán en color rojo, y en
color verde aparecerán los interruptores y cuchillas desconectados o abiertos.
5. Posicionarse ene l equipo a operar y hacer clic izquierdo con el mouse con o
que aparecerá una nueva ventana (ENTER PASSWORD) en la que se tendrá que
teclear la clave del usuario seguida de la tecla ˂˂Enter˃˃.
Si la clave de usuario no es la correcta el sistema despliega una ventana que nos
indica que el password es incorrecto. Después de pulsar el botón “OK” la
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
ventana se borra, con lo cual se podrá realizar la operación nuevamente desde
el primer paso.
Puede ocurrir que al pulsar correctamente el password el sistema nos mande
un mensaje indicándonos que el usuario no está dado de alta, se deberá pulsar
la clave seguida de la tecla “Enter” o “Aceptar” y a continuación la pantalla
desaparecerá permitiendo continuar con la maniobra que se había solicitado.
6. Cuando el password es correcto, aparece la ventana “STATUS CONTROL”, en
esta aparece la nomenclatura del equipo que se está operando y tres botones
con diferentes opciones.
7. Una vez verificado el equipo mediante la nomenclatura, si se desea operar se
deberá hacer lo siguiente:
A). De los botones que están arriba, el izquierdo (FUERA) es para indicar que la
operación será una aperar o desconexión, y el derecho (DERECHO) es para
indicar que la operación será un cierre o conexión del equipo. Con el botón
izquierdo del mouse se deberá hacer clic en la opción deseada.
B). Una vez escogida la opción, se deberá hacer clic con el botón izquierdo del
mouse en el botón de abajo, en color rojo (EXECUTE).
Si la operación es permitida, el interruptor o cuchilla operada cambiará su
estado actual a color blanco y posteriormente al color que indique su nuevo
estado.
Si la operación es permitida (por bloqueos, porque el equipo no está en remoto,
porque el equipo está en licencia, porque el equipo se desea abrir estando
abierto o cerrar estando cerrado, etc.), el sistema mandará un mensaje de que
no fue posible la operación o simplemente no realizará ninguna operación.
12.9.3 COLOCACION DE TARJETAS DE CONTROL Y/O INFORMACION.
Estas tarjetas permiten llevar el control sobre las licencias y/o pendientes del
equipo y dejar información de alguna condición especial o datos para efectuar
algún trabajo en el equipo.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Para dar de alta cualquier tarjeta en cualquier equipo, debemos seguir los
siguientes pasos:
1. Posicionarse en la opción Displays del menú principal y pulsar el botón
derecho para desplegarlo.
2. Una vez que la opción ha sido desplegada, mover el mouse hasta la opción
que contiene el diagrama unifilar en que se encuentra el equipo deseado.
3. Pulsar el botón izquierdo del mouse para desplegar la pantalla con el
diagrama unifilar.
El diagrama será desplegado, los interruptores y cuchillas que estén
conectados o cerrados aparecerán en color rojo, y los que estén desconectados
o abiertos en verdes.
4. Posicionarse con el mouse en el equipo donde se colocará la tarjeta y pulsar
el botón derecho para que aparezca una ventana cuyo título es una
nomenclatura dada por automatización.
Con la opción “INFORMATION TAG” se da de alta la tarjeta de información, y
con “CONTROL TAG” la tarjeta de control.
5. Según la opción seleccionada aparecerá la ventana “Information Tagging” o
“Control Tagging”. Este formato después del título tiene un segundo renglón
donde aparecen dos botones diferentes “ADD” (o “CLEAR”) y “HELP”.
Si existe una tarjeta de información o control y se desea eliminar la tarjeta se
deberá pulsar el botón “CLEAR”, al escoger esta opción aparecerá una ventana
que nos pregunta si realmente deseamos eliminar la tarjeta, si se desea
eliminar debemos pulsar el botón rotulado con “OK”.
El botón “ADD” guarda la información capturada y regresa a la ventana del
diagrama unifilar sobre el cual se está trabajando.
Después de este renglón aparece una sección en que se muestra la
nomenclatura del equipo, la fecha y la hora en que se está introduciendo la
información y el nombre con que se reconoce a Respaldo Operativo. La parte
principal de la ventana está en color azul y es la zona en que se capturará la
información en que se requiere introducir.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
El segundo botón “HELP” despliega una ventana de ayuda para la edición de
texto en las tarjetas de información y control.
Ins
:Insert Space
:Inserta un espacio cada vez que se pulse la
tecla, y el texto que está adelante lo va recorriendo.
Del
cursor.
:Delete Current Cha
:Borrar el carácter en donde se encuentra el
Ctrl + Ins
cursor.
:Insert a Line
:Inserta una línea en donde está situado el
Ctrl + Del
cursor.
:Delete Current Line
:Borra la línea en donde se encuentra el
Arrow Keys
:Move / Drag Cursor :Mueve el cursor en la dirección de la
tecla que se pulsa, una línea hacia arriba o hacia abajo, o un espacio hacia la
derecha o hacia la izquierda.
F8
:Display Help Page
:Despliega la ventana de ayuda.
F10
:Save and Exit
:Salva el texto capturado y cierra las
ventanas para regresar a la del diagrama unifilar.
Al colocar una tarjeta de información sobre un interruptor, en el diagrama
unifilar correspondiente, aparecerá sobre este “I” que nos indica la existencia
de información. Si la tarjeta es de control, la letra será una “C”.
Si llegaran a existir ambas tarjetas, entonces solo aparecerá la indicación de la
tarjeta de control.
Si existe una tarjeta de información en un equipo y se realiza una operación de
apertura o cierre, el sistema desplegará dicha tarjeta, después de cerrarla se
podrá continuar con la operación. Si la tarjeta es de control, después de
cerrarla, no se podrá continuar con la operación. Si se tienen ambas aparecerá
primero la de información, al cerrarla aparecerá la de control y no se podrá
continuar con la operación.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
Además de funcionar igual que un interruptor, en las cuchillas también se podrá
poner cualquiera de las dos tarjetas, pero no aparecerá ninguna indicación de
esto en el diagrama unifilar correspondiente.
12.9.4 RECONOCIMIENTO DE EVENTOS.
Para reconocer los eventos que están presentes hay tres formas de hacerlos:
1. En el recuadro donde aparecen los dos últimos eventos, en su parte superior
izquierda aparece un número en un recuadro blanco que está “parpadeando”,
cambiando constantemente de color de negro a gris, se deberá posicionar en
este y hacer un clic izquierdo, con esto, aparecerá un listado de los eventos
existentes.
Se deberá oprimir la barra espaciadora o con el mouse posesionarse en el
recuadro que dice “SPACE BAR ACKNOWLEDGE ALARMS” y dar un clic con el
botón izquierdo.
Al hacer esto, el número del recuadro blanco disminuirá o quedará
deshabilitado si es que ya no hay más eventos por reconocer. Si hay más
eventos por reconocer, se deberá repetir la misma acción hasta lograr la
totalidad del reconocimiento.
2. Recorrer los eventos a través de cada formato del menú CRT FORMAT, en
donde los eventos sin reconocer están parpadeando en color blanco.
Se deberá posicionar con el mouse en el botón “ACK” y dar un clic izquierdo,
con esto los eventos de la pantalla se reconocerán y cambiarán a verde o rojo
según sea su condición.
3. Para este reconocimiento se deberá posicionar en el menú “Main” accesar
al submenú “RealFlex Summaries” y escoger la opción Active alarms. En la
ventana que se abre se deberá pulsar el botón “ACK PAGE” para reconocer los
eventos que presente esa hoja, posteriormente se hace un recorrido por todas
las hojas de esta opción (con los botones PAGE DOWN Y PAGE UP) para
reconocer todos los eventos presentes.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
El área de trabajo está referenciada en la zona del Distrito Federal y Área
Metropolitana, donde se encuentran 98 Subestaciones, de las cuales están
divididas en Convencionales por baja y Tele controladas por alta.
De las mismas, el servicio eléctrico que constituye uno de los elementos
fundamentales sobre el cual se desarrollan las economías. Los clientes cuentan
con un servicio confiable, seguro y económico. El sistema eléctrico busca
mejorar la calidad del servicio, disminuir costos y simplificar la operación.
La automatización responde a estas necesidades.
Operación Sistema sección Subestaciones, responde a los mayores proyectos
orientados a la automatización, integrando funciones de protección, medición y
control, brindando ventajas notables en diferentes aspectos.
Que, al trabajar diferentes tipos de arreglos, podemos manejar diferentes
subestaciones, con capacidades elevadas como 400, 230, 85 y 23kv, también
tendremos los conocimientos de las subestaciones Tele controladas “Interfaz
Hombre-Máquina” donde podemos manipular las maniobras bajo computadora y
así las condiciones de supervisar y operar sin falla alguna el control, señalización y
protección del equipo electromecánico instalado en las diferentes subestaciones
de potencia Tele controladas.
Sí, llevamos a cabo cada unas de las maniobras realizadas en diferentes
subestaciones, donde el servicio fue satisfactorio y con buen éxito, esto con el fin
de tener continuidad en el mismo, todo esto se debe a que se procuro una
eficacia operativa trabajando en equipo con las diferentes áreas de producción.
Los beneficios cuantitativos encontrados se dieron en las siguientes
aplicaciones:
- Restablecimiento más rápido del servicio.
- Disminución de pérdidas técnicas.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
-
Incremento de la calidad del suministro
Uniformidad y consistencia en los procedimientos de operación.
Disponibilidad inmediata de información.
Bases de datos integradas.
Posibilidad de análisis de fallas.
Aumento de la seguridad del personal.
Reajuste de las protecciones.
Mayor aprovechamiento de la capacidad instalada.
Procesamiento de Eventos/Alarmas.
Bote de carga asistido por el operador.
El cumplimiento de las nuevas exigencias de la ley del Servicio Eléctrico en lo
relativo a captación de la información para determinar índices de gestión y
transmisión de datos al Centro Nacional de Control y Energía.
RECOMENDACIONES
Seguir con el propósito de planeación para la modernización del Sistema Eléctrico
Nacional, específicamente en el área de Subestaciones, ya que quedan sistemas
que no se han integrado totalmente a la tecnología de los dispositivos
electrónicos, en parte debido a que la inter-operabilidad entre los dispositivos
está obstaculizada por el exceso de protocolos e interfaces incompatibles.
Estas limitaciones son superadas gracias a las virtudes de la nueva y variada
tecnología de automatización, conformada por los Dispositivos Electrónicos
Inteligentes, plataformas computacionales, sistemas operativos, redes de
comunicación e interfaces gráficas.
Se recomienda un análisis de cómo integrar dichas tecnologías diversas, en un
único sistema de control para redes eléctricas, mientras se superan las
dificultades para la implantación.
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
CURRICULA
1994 – 1996 COMPAÑÍA DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO S.A. DE C.V.
 DE MAYO DE 1994 A ABRIL DE 1995, COMO AYUDANTE DE
OPERADOR DE SUBESTACION DE SEGUNDA, EN SUBESTACION
NARVARTE DONDE SE TIENE UN ARREGLO DE BARRA SENCILLA
CON CUCHILLA DE ENLACE Y UNA TENSION DE 85 A 6KV.
 DE ABRIL DE 1995 A MAYO DE 1996, COMO AYUDANTE DE
OPERADOR DE SUBESTACION DE PRIMERA, EN SUBESTACION
VERONICA DONDE SE TIENE UN ARREGLO EN ANILLO Y UNA
TENSION DE 85 A 23KV.
1996 – 2009
COMPAÑÍA DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO
 DE MAYO DE 1996 A NOVIEMBRE DE 1996, COMO AYUDANTE
DE OPERADOR DE SUBESTACION DE PRIMERA, EN SUBESTACION
SAN LAZARO DONDE SE TIENE UN ARREGLO DE DOBLE
INTERRUPTOR Y UNA TENSION DE 85 A 23KV.
 DE NOVIEMBRE DE 1996 A JULIO DE 1998, COMO AYUDANTE DE
OPERADOR DE SUBESTACION DE PRIMERA, EN SUBESTACION
INSURGENTES DONDE SE TIENE UN ARREGLO EN ANILLO Y UNA
TENSION DE 85 A 23KV.
 DE JULIO DE 1998 A ABRIL DEL 2000, COMO AYUDANTE DE
OPERADOR DE SUBESTACION ESPECIAL, EN SUBESTACION
KILOMETRO CERO DONDE SE TIENE UN ARREGLO EN ANILLO Y
UNA TENSION DE 230 A 23KV.
 DE ABRIL DEL 2000 A FEBRERO DEL 2002, COMO AYUDANTE DE
OPERADOR PARA EMERGENTE DE ESPECIAL DE PRIMERA Y
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema





SEGUNDA, EN BASE LOS REYES DONDE TAMBIEN SE ATIENDEN
LA SUBESTACION NETZAHUALCOYOTL Y SUBESTACION CHALCO;
LOS ARREGLOS DE ESTAS SUBESTACIONES SON: EN
SUBESTACION LOS REYES (BUS SECCIONADO); EN SUBESTACION
NETZAHUALCOYOTL (ANILLO) Y EN SUBESTACION CHALCO
(ANILLO), EN LAS TRES SUBESTACIONES CON UNA TENSION DE
85 A 23KV.
DE FEBRERO DEL 2002 A SEPTIEMBRE DEL 2002, COMO
OPERADOR DE SUBESTACIONES DE SEGUNDA, EN SUBESTACION
NARVARTE DONDE SE TIENE UN ARREGLO DE BARRA SENCILLA
CON CUCHILLA DE ENLACE Y UNA TENSION DE 85 A 6KV.
DE SEPTIEMBRE DEL 2002 A MARZO DEL 2004, COMO
OPERADOR DE SUBESTACION DE PRIMERA, EN SUBESTACION
NETZAHUALCOYOTL, CON UN ARREGLO EN ANILLO Y UNA
TENSION DE 85 A 23KV.
DE MARZO DEL 2004 A MAYO DEL 2005, COMO OPERADOR DE
SUBESTACION PARA EMERGENCIA DE PRIMERA Y SEGUNDA, EN
BASE LOS REYES, DONDE TAMBIEN SE ATIENDE
NETZAHUALCOYOTL Y CHALCO, CON UNOS ARREGLOS DE (BUS
SECCIONADO, ANILLO Y DOBLE ANILLO) RESPECTIVAMENTE CON
UNA TENSION DE 85 Y 23KV.
DE MAYO DEL 2005 A NOVIEMBRE DEL 2007, COMO TABLERISTA
DE SUBESTACION ESPECIAL “A”, EN SUBESTACION NONOALCO,
DONDE SE TIENEN DOS ARREGLOS, POR 85KV “ALTA” (DOBLE
BARRA CON INTERRUPTOR DE AMARRE Y POR 23KV “BAJA” EN
ANILLO), CON UNA TENSION DE 230, 85 Y 23KV.
DE NOVIEMBRE DEL 2007 A OCTUBRE DEL 2009, COMO
AUXILIAR DE OPERADOR DE RESPALDO DE SUBESTACION
SUBESTACIONES
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Electromecánica y Operación Sistema
TELECONTROLADA Y TIPO CLIENTE, EN SUBESTACION AURORA,
BASE DE ZONA QUE TAMBIEN SE ATIENDEN LAS
SUBESTACIONES LA PAZ, IXTAPALUCA Y AYOTLA, EN ESAS
SUBESTACIONES SE MANEJA UNAS TENSIONES DE 400, 230, 85 Y
23KV Y EN CADA CAIDA DE TENSION HAY DIFERENTES
ARREGLOS, LOS BASICOS ANILLO (DOBLE ANILLO).
COMENTARIOS:
Se tiene la experiencia del manejo en diferentes tipos de arreglos
eléctricos, en subestaciones de baja y alta tensión, como lo son las
Tele controladas tipo cliente y Convencionales, que se manejan
tensiones desde 400 hasta 23kv.
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