amplacion de sub estacion
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UNIVERSIDAD NACIONAL
AUTONOMA DE MEXICO.
FACULTAD DE ESTUDIOS SUPERIORES
CUAUTITLAN.
“AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN
ELÉCTRICA CONTRERAS DE 230 / 23 KV”
TRABAJO PROFESIONAL
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO MECANICO
ELECTRICISTA
P R E S E N T A:
SERGIO VAZQUEZ HERNANDEZ
ASESOR: ING. ANSELMO ANGOA TORRES.
CUAUTITLAN IZCALLI, EDO. DE MEX.
2008.
AGRADECIMIENTOS.
A mis Padres
y Hermanos.
Que siempre me han apoyado y
brindado la confianza para
seguir adelante
A mi Esposa
Por estar a mi lado y por
entender las cosas que hemos
sacrificado para lograr esta
meta. TE AMO.
A mis Profesores.
Que me brindaron sus
conocimientos para ejercer mi
carrera y competir con los más
fuertes.
A la UNAM.
Por darme la oportunidad de
participar en esta carrera, de la
cual ya soy ganador.
INDICE.
INTRODUCCION.
OBJETIVO.
1. Elementos que forman una subestación.
- Subestación Eléctrica.
- Tipos de Subestaciones.
- Elementos de una subestación Eléctrica.
2. Necesidades de ampliación de la subestación.
3. Integración al sistema de tierras.
4. Montaje de equipo mayor, descripción y pruebas realizadas.
- Cuchillas.
- Interruptores.
- TC`s.
- Banco de Capacitores.
- Transformador.
5. Montaje de Gabinetes Auxiliares y Gabinetes de Control, Protección y Medición
- Revisión de alambrado interno
- Modificaciones.
6. Tendido del Cable de Control y Alambrado.
- Cable de Control.
- Rutas del Cable de control.
- Alambrado.
7. Prolongación de las barras de 230 KV y de 23KV.
8. Prueba del Esquema de Protección y Puesta en servicio.
- Pruebas en los circuitos de Protección, Medición, Control y Alarmas.
- Simbología utilizada en los Esquemas de Protección.
- Lista de Relevadores y su función
- Puesta en servicio.
ANEXO.
CONCLUSIONES.
BIBLIOGRAFIA.
INTRODUCCION.
Uno de los puntales más importantes en el desarrollo industrial de un país, lo
contribuye el servicio de energía eléctrica.
La misión que tiene Luz y Fuerza del Centro es prestar el servicio público de energía
eléctrica en la zona central del país en condiciones de cantidad, calidad y
oportunidad, y por lo tanto para satisfacer la demanda en toda su área de influencia,
día a día realiza trabajos para mantener los niveles de energía en condiciones
óptimas.
Para poder atender la demanda creciente de energía eléctrica, Luz y Fuerza del
Centro esta modernizando sus instalaciones y cambiando su equipo eléctrico de
potencia y aumentando la capacidad de los bancos de transformadores de las
subestaciones como lo es en este caso la subestación Contreras, así como también
esta contribuyendo con mas subestaciones eléctricas.
La compañía de luz y fuerza brinda a todos y cada uno de los trabajadores que en ella
laboran ropa y calzado que cuenta con rigurosas normas de seguridad para su
protección. De igual manera se encarga de proporcionar las herramientas, equipos de
protección y maquinaria necesaria para poder realizar los distintos trabajos que se
requieren, además brinda constante capacitación a los trabajadores.
En este trabajo puse en practica los conocimientos adquiridos a través de mi
formación como ingeniero en la carrera de Ingeniería Mecánica Eléctrica y la
experiencia adquirida en otras actividades realizadas dentro de la misma Compañía
de Luz y Fuerza , en el Departamento de Construcción, dentro de la Sección de Obras
Eléctricas.
En esta sección existen las áreas de Pruebas y Puesta en Marcha, Alumbrado, Control
de Calidad, Electrónica y La Residencia; en algunas de las cuales me he podido
desempeñar durante poco mas de 5 años: 3 años seis meses en el área de Electrónica
con el puesto de Ayudante de Mecánico Electricista “A”, y el resto en la Residencia
con el puesto de Mecánico Electricista “B”, siendo esta ultima el área en la que
actualmente laboro y de la cual me inspire para la realización de este trabajo, el cual
consta de 8 puntos dentro de los cuales se mencionan algunas de las actividades que
junto con otros compañeros trabajadores hemos realizado dentro de una subestación
eléctrica bajo la responsabilidad de un Sobrestante que se encarga de capacitarnos y
proporcionarnos los materiales y herramientas necesarias para la realización de los
trabajos requeridos, como lo es en este caso la Ampliación de la Subestación Eléctrica
Contreras, tomando en cuenta desde la incorporación al sistema de tierras, el
montaje del equipo mayor (cuchillas, TC`s, interruptores, Transformador, banco de
capacitores), gabinetes auxiliares, gabinetes de Control, protección y medición, el
tendido de cable entre equipos y gabinetes involucrados hasta llegar a las pruebas de
esquemas de protección y la puesta en servicio de lo antes mencionado.
Además se hace mención de algunos otros equipos eléctricos que forman parte de la
Subestación Eléctrica.
OBJETIVO.
En el presente trabajo trato de explicar una serie de procedimientos que se llevaron a
cabo para realizar la ampliación de la Subestación Eléctrica Contreras, ubicada en el
poblado de la Delegación Magdalena Contreras, la cual antes de realizar dicha
ampliación contaba únicamente con 2 líneas de transmisión y 2 dos Bancos de
Potencia de 60 MVA, 230/23 KV y 60 Hz, teniendo una capacidad instalada de 120
MVA con un arreglo de Interruptor y Medio en la zona de 230 KV; y por el lado de 23
KV con 8 alimentadores, formando un arreglo en Doble Anillo.
Actualmente con la ampliación realizada, se integro un tercer Banco de potencia de
60 MVA, 230/23 KV, 60 Hz , un Banco de Capacitores y 4 alimentadores,
manteniendo el arreglo de interruptor y medio en 230 KV y el arreglo de doble anillo
en 23 KV, aumentando así la capacidad instalada de la Subestación a 180 MVA.
Todo esto con el fin de atender la demanda creciente de energía eléctrica debido al
constante crecimiento de esta y algunas otras poblaciones a su alrededor, en
condiciones adecuadas de cantidad, calidad y precio, así como garantizar la
continuidad del servicio de Energía Eléctrica.
1. Elementos que forman una Subestación Eléctrica.
1.1 Subestación Eléctrica.
Es un conjunto de dispositivos eléctricos que forman parte de un sistema eléctrico de
potencia; sus funciones principales son: transformar tensiones y derivar circuitos de
potencia.
1.2 Tipos de Subestaciones.
Las subestaciones se pueden denominar, de acuerdo con el tipo de función que
desarrollan, en tres grupos:
- Subestaciones variadoras de tensión.
- Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito.
- Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores).
De acuerdo con la potencia y tensión que manejan las subestaciones, éstas se pueden
agrupar en:
- Subestaciones de transmisión. Arriba de 230 KV.
- Subestaciones de subtransmisión. Entre 230 y 115 KV.
- Subestaciones de distribución primaria. Entre 115 y 23 KV.
- Subestaciones de distribución secundaria. Debajo de 23 KV.
Por su ubicación (según disponibilidad y costo del terreno)
- Al Exterior.
- Al Interior.
Por su equipamiento (según condiciones ambientales, así como a la disponibilidad y
costo del terreno)
- Compactas
- Convencionales
- Encapsuladas (aisladas en gas SF6).
En el caso del presente trabajo, hago mención de una Subestación Eléctrica de tipo
Convencional.
1.3 Elementos de una Subestación Eléctrica.
1.3.1 Transformadores
Son dispositivos que se encargan de "transformar" el voltaje de corriente alterna que
tiene a su entrada en otro diferente que entrega a su salida.
El transformador se compone de un núcleo de hierro sobre el cual se han arrollado
varias espiras (vueltas) de alambre conductor. Este conjunto de vueltas se llaman
bobinas y se denominan: Bobina primaria o "primario" a aquella que recibe el voltaje
de entrada y Bobina secundaria o Secundario" a aquella que entrega el voltaje
transformado.
- La Bobina primaria recibe un voltaje alterno que hará circular, por ella,
una corriente alterna.
- Esta corriente inducirá un flujo magnético en el núcleo de hierro.
- Como el bobinado secundario está arrollado sobre el mismo núcleo de
hierro, el flujo magnético circulará a través de las espiras de éste.
- Al haber un flujo magnético que atraviesa las espiras del "Secundario",
se generará por el alambre del secundario una voltaje Habría una
corriente si hay una carga (el secundario está conectado a una
resistencia por ejemplo)
La razón de la transformación del voltaje entre el bobinado "Primario" y el
"Secundario" depende del número de vueltas que tenga cada uno. Si el número de
vueltas del secundario es el triple del primario. En el secundario habrá el triple de
voltaje.
Un transformador puede ser "elevador o reductor" dependiendo del número de
espiras de cada bobinado.
Si se supone que el transformador es ideal. (la potencia que se le entrega es igual a la
que se obtiene de él, se desprecian las perdidas por calor y otras), entonces:
Potencia de entrada (Pi) = Potencia de salida (Ps).
Pi = Ps
Si tenemos los datos de corriente y voltaje de un dispositivo, se puede averiguar su
potencia usando la siguiente fórmula.
Potencia (P) = Voltaje (V) x corriente (I)
P = V x I (watts)
Aplicamos este concepto al transformador y...
P (bobinado primario) = P (bobinado secundario) y...
La única manera de mantener la misma potencia en los dos bobinados es de que
cuando el voltaje se eleve la corriente se disminuya en la misma proporción y
viceversa.
Así, para conocer la corriente en el secundario cuando tengo la corriente Ip (corriente
en el primario), Np (espiras en el primario) y Ns (espiras en el secundario) se utiliza
siguiente fórmula:
Ns
IpNpIs
•=
1.3.1.1 Banco de Transformadores de Potencia.
Los bancos pueden ser monofásicos o trifásicos y de diferentes capacidades.
Los bancos trifásicos ocupan un menor espacio en la S. E. y un solo gabinete de
protección. Su costo es relativamente menor a uno formado por transformadores
monofásicos.
Los bancos formados con los transformadores monofásicos ocupan un mayor espacio
en la S.E. y cada uno de ellos deberá tener su gabinete de protección.
1.3.1.2 Transformadores de instrumento.
Son unos dispositivos electromagnéticos, cuya función principal es reducir a escala
las magnitudes de tensión y corriente que se utilizan para la protección y medición de
los diferentes circuitos de una subestación, o sistema eléctrico en general.
Los aparatos de medición y protección que se montan sobre los tableros de una
subestación no están construidos para soportar ni grandes tensiones ni grandes
corrientes.
Con el objeto de disminuir el costo y los peligros de las altas tensiones dentro de los
tableros de control y protección, se dispone de los aparatos llamados transformadores
de corriente y potencial, que representan, a escalas muy reducidas, las grandes
magnitudes de corriente o de tensión, respectivamente. Normalmente estos
transformadores se construyen con sus secundarios, para corrientes de 5 amperes o
tensiones de 120 volts.
1.3.1.2.1 Transformadores de Corriente.
Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones normales de
operación, es prácticamente proporcional a la corriente primaria, aunque ligeramente
desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente y aislar los
instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión.
El primario del transformador se conecta en serie con el circuito por controlar y el
secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de
medición y de protección que requieran ser energizados.
Un transformador de corriente puede tener uno o varios secundarios embobinados a
su vez sobre uno o varios circuitos magnéticos. Si el aparato tiene varios circuitos
magnéticos, se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. Un
circuito se puede utilizar para mediciones y los demás se pueden utilizar para
protección.
1.3.1.2.2 Transformadores de Potencial.
Son aparatos en que la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales de
operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque ligeramente
desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la tensión y aislar los
instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión.
El primario se conecta en paralelo con el circuito por controlar y el secundario se
conecta en paralelo con las bobinas de tensión de los diferentes aparatos de medición
y de protección que se requiere energizar.
1.3.2 Interruptores.
Los interruptores de potencia son equipos diseñados para conectar o desconectar un
circuito eléctrico con carga y con falla, pues cuenta con un dispositivo de extinción del
arco eléctrico.
Este arco ocasiona que se dañen los contactos del interruptor, pues alcanzará
temperaturas del orden de 1500 ºC, razón por la cual su apertura debe efectuarse en
un tiempo no mayor de 0.05 segundos.
1.3.3 Cuchillas.
Su función principal esta en garantizar la interrupción de la corriente eléctrica por
medio de la observación física-visual de dicho corte (apertura del circuito).
Las cuchillas se deben operar sin carga. En caso de hacerlo con carga se corre el
riesgo de sufrir un accidente de gravedad para el operario y la destrucción total del
dispositivo. Las cuchillas son necesarias en la subestación para realizar
interconexiones y libramiento de equipos.
1.3.4 Banco de Capacitores.
Una de las funciones mas importantes del capacitor, es la de corregir el factor de
potencia en las 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.
En las subestaciones Eléctricas de Distribución, los capacitores se instalan en grupos
llamados bancos.
Utilizar bancos de capacitores que por su alta eficiencia y excelente comportamiento
reducen las perdidas de energía y por consecuencia de dinero, resulta la solución
ideal para corregir el Factor de Potencia.
Las cargas puramente resistivas tales como: calefactores, lámparas, etc. No requieren
potencia reactiva para su funcionamiento, entonces la potencia real y la potencia total
son iguales (F.P.=1).
Sin embargo, equipo eléctrico que requiere para su funcionamiento de la corriente de
magnetización para la creación del campo, tal como motores, transformadores,
balastros, etc., consume además potencia reactiva (KVAr). Para evitar problemas en
la instalación deberá generarse dicha potencia con capacitores.
Ejemplo:
Un transformador de 750 KVA, con una carga de 450 KW con un cos Ø = 0.6, esta
cargado a su máximo. Si el factor de potencia puede ser mejorado a 0.9, otros 250
KVA serán aprovechables. Y si el factor de potencia puede ser mejorado en otro paso
hasta 1.0, otros 50 KVA adicionales, 300 KVA en total se aprovecharan.
1.3.5 Reactores.
Son bobinas que se utilizan para limitar una corriente de corto circuito y poder
disminuir la capacidad interruptiva de un interruptor y por lo tanto su costo. En el
caso de subestaciones, los reactores se utilizan principalmente en el neutro de los
bancos de transformadores, para limitar la corriente de cortocircuito a tierra. En
algunas ocasiones se utilizan en serie con cada una de las tres fases de algún
transformador, para limitar la corriente de cortocircuito trifásica.
1.3.6 Fusibles.
Son dispositivos de protección eléctrica de una red que hacen las veces de un
interruptor, siendo mas baratos que éstos. Se emplean en aquellas partes de una
instalación eléctrica en que los relevadores y los interruptores no se justifican
económicamente.
Su función es la de interrumpir circuitos cuando se produce en ellos una
sobrecorriente.
1.3.7 Servicio de Estación.
Se define al servicio de estación, como al conjunto de equipo instalado en una
subestación para suministrar energía eléctrica CA y/o CD en baja tensión; para
alimentar servicios auxiliares en la subestación.
Entenderemos como servicios auxiliares: control, protección, señalización, alarmas,
alumbrado, etc.
La alimentación proporcionada por el servicio de estación en los servicios auxiliares
puede considerarse de la siguiente forma:
- En corriente alterna: por medio de 2 transformadores de 23 KV a
220/127volts. Conectando cada uno de ellos a las barras 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.
- En corriente directa: por medio de un Banco de Baterías y un
rectificador de CA/CD.
1.3.8 Banco de Baterías.
Uno de los elementos mas importantes dentro de las plantas y subestaciones
eléctricas son las baterías o acumuladores, ya que en condiciones de emergencia
suministran la energía necesaria para el control, señalización, alarmas y operación de
protecciones, así como el alumbrado mínimo de emergencia que permita al operador
verificar las condiciones de la subestación y efectuar las maniobras necesarias para
restablecer el servicio.
Si el banco de baterías falla, puede provocar la destrucción del equipo en la
subestación convirtiéndose en un gran peligro para todo el personal operativo.
1.3.9 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, mantienen 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.
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 volmetro y
ampermetro, en la salida de c.d.
1.3.10 Relevadores.
Son los elementos esenciales que forman el esquema de protecciones de la
subestación eléctrica y con los cuales podemos asegurar una continuidad del servicio
eléctrico.
Los relevadores en conjunto con las baterías, son los dos elementos mas importantes
dentro de una subestación eléctrica para la protección de todos los equipos dentro de
la misma, ya que si no contamos con la C.D, los relevadores no funcionan y los
equipos instalados no tendrían ningún tipo de protección, pudiendo ocasionar la
destrucción de algunos elementos de gran importancia dentro de la subestación.
1.3.11 Tableros de Control, Protección y Medición.
Los tableros de una subestación son una serie de dispositivos en donde se encuentran
instalados todos los relevadores que se encargan del control y de la protección de la
subestación eléctrica, así como los equipos de medición.
2. Necesidades de Ampliación de la Subestación.
La función esencial de Luz y Fuerza del Centro es Generar, transmitir, transformar,
distribuir y comercializar energía eléctrica que tenga por objeto la prestación del
servicio público, en su área de atención en la zona central del país, comprendida por
el Distrito Federal, y parcialmente por los Estados de México, Morelos, Hidalgo y
Puebla.
Actualmente lleva electricidad a más de cinco millones de clientes, lo que representa
una población atendida superior a 20 millones de habitantes en el Distrito Federal y
los Estados de México, Morelos, Hidalgo y Puebla
La demanda crece día con día, y con el objetivo de seguir prestando el servicio de
suministro de energía eléctrica en tiempo y forma adecuados a los usuarios, la
capacidad en algunas de las subestaciones de luz y fuerza esta siendo aumentada para
atender plenamente el requerimiento y las expectativas de los clientes y de la
población en general.
Es por eso que en la Subestación que lleva por nombre “Contreras” se realizaron las
actividades que mas adelante en este trabajo se mencionan.
3. Integración al Sistema de Tierras.
Uno de los aspectos principales para la protección contra sobretensiones en las
subestaciones es la de disponer de una red de tierra adecuada, a la cual se conectan
los neutros de los aparatos, los pararrayos, los cables de guarda, las estructuras
metálicas, los tanques de los aparatos y todas aquellas otras partes metálicas que
deben estar a potencial de tierra.
La necesidad de contar con una red de tierra en las subestaciones es la de cumplir
con las siguientes funciones:
a) Proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulación de las
corrientes de tierra, ya sea que se deban a una falla de cortocircuito o a la
operación de un pararrayos.
b) Evitar que, durante la circulación de estás corrientes de tierra, puedan
producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la subestación,
significando un peligro para el personal.
c) Facilitar, mediante sistemas de relevadores, la eliminación de las fallas a tierra
en los sistemas eléctricos.
d) Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio eléctrico.
Los conductores que utilizamos en los sistemas de tierra son de cable de cobre de
calibres 4/0 AWG. Este calibre se ha escogido como mínimo por razones mecánicas,
ya que eléctricamente pueden usarse cables de cobre hasta No.2 AWG. Para sistemas
de anillo se ha usado cable de cobre de 1000 MCM y en cambio, para el sistema de
malla que tiene la Subestación Contreras, se está usando en la actualidad cable de
cobre de 4/0 AWG.
Todas las estructuras en las que van montados los equipos de la subestación se
aterrizan con el cable de cobre de 4/0 AWG. Se utiliza el cobre por su mejor
conductividad, tanto eléctrica como térmica, y, sobre todo, por ser resistente a la
corrosión debido a que es catódico respecto a otros materiales que pudieran estar
enterrados cerca de él.
Para el sistema de tierras utilizamos electrodos o varillas que se clavan en terrenos
más o menos blandos y que sirven para encontrar zonas más húmedas, y por lo tanto
con mejor resistividad eléctrica. Son especialmente importantes en terrenos
desprotegidos de vegetación y cuya superficie, al quedar expuesta a los rayos del sol,
está completamente seca.
Los eléctrodos pueden fabricarse con tubos o varillas de fierro galvanizado, o bien,
con varillas de copperweld.
En terrenos cuyas componentes son más corrosivas, se utiliza el copperweld que
consiste en una varilla de fierro a la cual se adhiere una lámina de cobre. Este cobre
está soldado sólidamente y en forma continua a la varilla de fierro. Este material
combina las ventajas de alta conductividad del cobre con la alta resistencia mecánica
del fierro. Tiene buena conductividad, excelente resistencia a la corrosión, buena
resistencia mecánica para ser clavada en el terreno y se puede conectar a los cables de
la red de tierras a través de los conectores.
Estos conectores son los elementos que nos sirven para unir a la red de tierras los
eléctrodos profundos, las estructuras, los neutros de los bancos de transformadores,
etc.
Los conectores utilizados en los sistemas de tierra son los conectores a presión.
Todos los tipos de conectores deben poder soportar la corriente de la red de tierra en
forma continua.
Una vez que las estructuras en las que se va a montar el equipo mayor han sido
aterrizadas se lleva a cabo el montaje del equipo mayor, el cual lo llevamos a cabo con
ayuda de brazos hidráulicos y cuerdas para colocar cada equipo en su debida
estructura.
4. Montaje de Equipo Mayor, Descripción y Pruebas realizadas.
Llamamos equipo mayor a los componentes de la subestación que tienen
dimensiones grandes como son las cuchillas, TC`s, interruptores, Banco de
Capacitares, Transformador o Banco, y otros equipos que a continuación se
mencionan.
4.1 Cuchillas.
Es el instrumento compuesto de un contacto móvil o navaja y de un contacto fijo o
recibidor. La función de las cuchillas consiste en seccionar, conectar o desconectar
circuitos eléctricos sin carga, 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 abrirse 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 sí puede abrir cualquier tipo de corriente, desde el valor
nominal hasta el valor de cortocircuito.
El primer equipo que montamos en la subestación fueron las cuchillas de 230 KV, la
cual consta de 3 aisladores el los cuales el central sostiene la navaja que gira 90º a la
apertura y los de las orillas son los contactos fijos.
Aunque este tipo de cuchillas parece muy sencillo de instalar tiene grado de
dificultad, ya que cada uno de los aisladores y las navajas se montan por separado y
por lo tanto se vuelve un poco mas complejo, ya que hay que ajustar las alturas, los
niveles y las distancias de cada uno de ellos para que la navaja entre adecuadamente
en los contactos fijos, ya que si llegara a quedar uno mas alto que otro la navaja
entraría forzada o simplemente no entraría y esto provoca que al momento de realizar
la prueba de contacto de la cuchilla marque un nivel muy alto de resistencia, además
de que provoca un mayor esfuerzo del mecanismo que las controla.
Figura 4.1. Cuchillas de 230 KV.
Este tipo de cuchillas tienen un gabinete de control que consta de un motor trifásico
que es el que se encarga de realizar las aperturas y cierres de cada una de ellas,
además cada gabinete cuenta con termomagnéticos de corriente alterna y corriente
directa y una serie de contactos que se utilizan para el control, señalización y
bloqueos de cada una de ellas.
Figura 4.2. Gabinete de Control de cuchillas de 230 KV.
Cabe mencionar que es una cuchilla por fase, cada una de ellas con su respectivo
gabinete, pero tiene la particularidad de que el gabinete de la Ø “A” es el gabinete que
se encarga de controlar a las fases B y C, y también cuenta con selector de tres
posiciones con el cual podemos manipular las cuchillas de manera local (desde el
propio gabinete), de manera remota o telecontrol ( desde el salón de tableros o desde
el centro de operación y control) o en la posición 0 para no ser operada de ninguno de
los dos modos.
El selector es muy importante a la hora de realizar las pruebas de apertura y cierre,
ya que se tienen que hacer estas pruebas con el:
- Con el selector en la posición local se realiza la prueba de apertura o
cierre local y las cuchillas deben operar.
- Con el selector en la posición 0 se realiza la prueba de apertura o
cierre local y las cuchillas no deben operar.
- Con el selector en la posición remoto se realiza la prueba de apertura
o cierre local y las cuchillas no deben operar.
- Con el selector en la posición local se realiza la prueba de apertura o
cierre remoto y las cuchillas no deben operar.
- Con el selector en la posición 0 se realiza la prueba de apertura o
cierre remoto y las cuchillas no deben operar.
- Con el selector en la posición remoto se realiza la prueba de apertura
o cierre remoto y las cuchillas deben operar.
Estas pruebas son muy importantes al momento de instalar las cuchillas porque es un
indicador de que el control de las mismas es el correcto.
Para la zona 23 KV se instalaron cuchillas de operación mecánica como se muestran
en la figura 4.3, y por lo tanto no existe el telecontrol en ellas.
Figura 4.3. Cuchillas de 23 KV.
Este tipo de cuchilla tiene que ser ajustada ya que también se le realizan las pruebas
de contacto.
4.2 Interruptores.
Los interruptores instalados en esta subestación en la zona de 230 KV constan con
una cámara de extinción de arco eléctrico a base de presión de un gas llamado
hexafloruro de azufre (SF6) que tiene una rigidez dieléctrica superior a otros fluidos
dieléctricos y esto ayuda a que los interruptores sean mas compactos y durables.
Cada uno de ellos esta formado por 3 polos, uno por cada fase y un gabinete de
control para los 3 polos, como se muestra en la figura 4.4. En este gabinete podemos
encontrar diferentes componentes como relevadores, contactores, termomagnéticos,
tablillas, cuchillas de prueba y un cuadro de alarmas.
Figura 4.4. Interruptor de 230 KV de 3 Polos.
Una vez que fueron instalados estos interruptores es necesario realizar algunas
pruebas, como por ejemplo revisar el cuadro de alarmas, en el cual nos indica
diferentes fallas que podría sufrir el interruptor. Algunas de las posibles fallas o
alarmas dentro del interruptor son:
Alarmas Emergencia.
- Baja presión de SF6.
- Sobrepresión de SF6.
- Falta de corriente directa.
Alarmas Alerta.
- Falta de corriente alterna.
- Calefacción fuera.
- Asincronismo de fases.
En la figura 4.5 se muestra un diagrama del cuadro de alarmas y se da una
explicación a grandes rasgos de cómo funciona.
Figura 4.5. Diagrama de un Cuadro de Alarmas.
Por ejemplo, cuando se detecta ausencia de C.A en el interruptor, en el diodo
asignado para esta alarma se presenta un positivo de C.D que viaja hacia la lámpara
provocando que encienda ya que por el otro lado tiene un –AA, y al mismo tiempo el
positivo viaja al segundo diodo siguiendo el camino de las Alarmas Alerta.
Una vez que se presento la alarma, esta se puede bloquear con el selector que
provoca que se abra el camino hacia la salida de la Alarma.
El mismo ejemplo se utilizaría para las Alarmas Emergencia.
También en este cuadro de alarmas se realiza la prueba de lámparas que consiste en
presionar el botón que se encuentra en el bus de +AA, con el cual todas las lámparas
del cuadro de alarmas tienen que prender. Cabe mencionar que al presionar el botón,
los contactos que se encuentran a la salida de las alarmas se abren para evitar que
esta prueba se confunda con la presencia de alguna alarma.
Este tipo de interruptores al igual que las cuchillas antes mencionadas cuenta con un
selector de tres posiciones, local, posición 0 y remoto. Con el cual se tienen que
realizar las mismas pruebas.
- Con el selector en la posición local se realiza la prueba de apertura o
cierre local y el interruptor debe operar.
- Con el selector en la posición 0 se realiza la prueba de apertura o
cierre local y el interruptor no debe operar.
- Con el selector en la posición remoto se realiza la prueba de apertura
o cierre local y el interruptor no deben operar.
- Con el selector en la posición local se realiza la prueba de apertura o
cierre remoto y el interruptor no debe operar.
- Con el selector en la posición 0 se realiza la prueba de apertura o
cierre remoto y el interruptor no debe operar.
- Con el selector en la posición remoto se realiza la prueba de apertura
o cierre remoto y el interruptor debe operar.
A parte de estas pruebas al interruptor, se realizan otras en conjunto con las cuchillas,
como son:
- Con el interruptor cerrado, las cuchillas no pueden abrir, ya que opera
un boqueo para las mismas.
- Con el interruptor abierto, las cuchillas pueden operar el número de
veces que se desee.
Estas pruebas también son muy importantes al momento de instalar los equipos
porque es un indicador de que el control entre las cuchillas y el interruptor es el
correcto.
Para los interruptores de la zona de 23 KV con cámara de extinción de vacío que se
muestran en la figura 4.6., se realizan las mismas pruebas con el cuadro de alarmas y
con el selector de posiciones de modo local, remoto o posición cero.
Figura 4.6. Interruptor de 23 KV.
Cabe mencionar que esta zona el número de interruptores instalados fue mayor
debido al arreglo en doble anillo que se tiene en esta subestación.
En la figura 4.7 se presenta un diagrama unifilar en cual se muestra el arreglo que se
tenia, en cual solo existían dos transformadores trifásicos y dos líneas de transmisión
en la zona de 230 KV y en la zona de 23 KV se tienen 8 alimentadores
Figura 4.7. Diagrama Unifilar antes de la Ampliación.
Ahora en la figura 4.8., se muestra el diagrama unifilar completo con la nueva bahía
instalada. En la Subestación Contreras.
Figura 4.8. Diagrama Unifilar Completo.
Como podemos observar en este diagrama, el número de interruptores en la zona de
23 KV es mayor que en la zona de 230 KV en donde únicamente fueron instalados dos
interruptores debido a que no hay otra línea que se incorpore a esta nueva bahía, por
lo tanto el interruptor, TC`s y cuchillas del lado de las barras de las líneas queda
planeado a futuro, por eso se marca de manera punteada.
En la zona de 23 KV fueron instalados 7 interruptores de los cuales 6 son para el
arreglo de los alimentadores y 1 es para el banco de capacitores, del cual más adelante
se hace mención.
En este diagrama de la figura 4.8., podemos observar que la bahía instalada todavía
no esta integrada al arreglo que se pretende, puesto que se necesita realizar una
prolongación de las barras de 230 KV y de las barras de 23 KV. Estos trabajos se
mencionan mas adelante.
4.3 Transformadores de corriente (TC`s).
Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones normales de
operación, es prácticamente proporcional a la corriente primaria, aunque ligeramente
desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente y aislar los
instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión, ver
figura 4.9.
El primario del transformador se conecta en serie con el circuito por controlar y el
secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de
medición y protección que requieran ser energizados.
Figura 4.9.Transformador de corriente.
Un transformador de corriente puede tener uno o varios secundarios, embobinados a
su vez sobre uno o varios circuitos magnéticos. Si el aparato tiene varios circuitos
magnéticos, se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. Un
circuito se puede utilizar para mediciones que requieren mayor precisión, y los demás
se pueden utilizar para protección. Por otro lado conviene que las protecciones
diferenciales y de distancia se conecten a transformadores independientes.
La tensión de aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando menos,
igual a la tensión mas elevada del sistema al que va a estar conectado.
Los transformadores de corriente pueden ser de medición, de protección o mixtos.
4.3.1 Transformadores de medición.
Los transformadores cuya función es medir, requieren reproducir fielmente la
magnitud y el ángulo de fase de la corriente. Su precisión debe garantizarse desde
una pequeña fracción de corriente nominal del orden del 10%, hasta un exceso de
corriente del orden del 20%, sobre el valor nominal.
4.3.2 Transformadores de protección.
Los transformadores cuya función es proteger un circuito, requieren conservar su
fidelidad hasta un valor de veinte veces la magnitud de la corriente nominal.
4.3.3 Transformadores mixtos.
En este caso los transformadores se diseñan para una combinación de los dos casos
anteriores, un circuito con el núcleo de alta precisión para los circuitos de medición y
uno o dos circuitos mas, con sus núcleos adecuados, para los circuitos de protección.
Para el montaje de los trasformadores de corriente que instalamos en la subestación
también fue necesario utilizar un brazo hidráulico debido a las dimensiones de los
mismos.
Una vez montados en su estructura, únicamente tenemos que elegir los devanados
que utilizaremos, ya que este tipo de TC`s es de 3 devanados con los cuales podemos
obtener diferentes relaciones.
En este caso utilizamos 2 devanados para la protección primaria y la protección de
respaldo. El tercer devanado como no se utiliza se tiene que cortocircuitar, debido a la
corriente circulante. La relación de transformación que fue necesario utilizar fue de
1200/5 Amperes.
Figura 4.10.Transformador de corriente de 230 KV.
Este tipo de TC´s cuenta con una caja de conexión en donde tiene los bornes
secundarios para elegir los devanados que serán utilizados, ver figura 4.11.
Figura 4.11.Caja de conexiones.
4.4 Banco de Capacitores.
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.
Aún en el caso de que los bancos de transformadores de la subestación tengan su
neutro conectado directamente a tierra, se recomienda instalar el banco de
capacitores con su neutro flotante.
La principal ventaja de los bancos de capacitores con el neutro flotante es permitir el
uso de fusibles de baja capacidad de ruptura.
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.
1.- Simple estrella, un grupo.
2.- Doble estrella, un grupo.
3.- Simple estrella, dos grupos en serie.
En este caso, el tipo de conexión que se utilizo en la subestación es el de doble
estrella, cuyo diagrama es el siguiente:
Figura 4.12. Conexión del Banco de Capacitores.
A continuación se presenta la imagen real de un banco de capacitores.
Figura 4.13. Banco de Capacitores.
Cabe mencionar que este banco de capacitores esta cercado con una malla
debidamente aterrizada al sistema de tierras, con el objeto de que las personas o
trabajadores que se encuentren cerca no sufran ningún daño.
4.5 Transformador de Potencia.
Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducción
electromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas
devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro dulce o hierro silicio. Las bobinas o
devanados se denominan primarios y secundarios según correspondan a la tensión
alta o baja, respectivamente. También existen transformadores con más devanados,
en este caso puede existir un devanado "terciario", de menor tensión que el
secundario.
En este caso en la subestación se utilizo un transformador cuyo devanado primario es
de 230 KV con conexión en estrella y neutro a tierra, y devanado secundario de 23 KV
también con conexión en estrella y aterrizado con reactor a tierra, y el devanado
terciario con conexión en delta, el cual no se utilizo en la subestación. Esto se ilustra
más claramente en la figura 4.14.
Figura 4. 14. Conexión del Transformador de Potencia
Las características de la conexión Estrella-Estrella Con terciario en Delta son:
- La delta del terciario proporciona un camino cerrado para la tercera
armónica de la corriente magnetizante, lo cual elimina los voltajes de la
tercera armónica en los devanados principales.
- El terciario se puede utilizar para alimentar el servicio de estación,
aunque no es muy recomendable por las altas corrientes de corto
circuito que se obtienen.
- Aumenta el tamaño y costo del transformador.
Figura 4.15. Transformador Trifásico de 230/23 KV.
Cabe mencionar que tanto para la instalación de este como el alambrado corrieron
a cargo de la sección de Transformadores que es la única que se encarga de realizar
estos trabajos.
5. Montaje de Gabinetes Auxiliares y Gabinetes de Control,
Protección y Medición
Un gabinete auxiliar es aquel en donde se concentran los cables que llegan de los
gabinetes de los interruptores, de las cuchillas, de los TC`s y de las alimentaciones de
C.D y C.A que vienen tanto del salón de tableros como del servicio de estación.
Figura 5.1. Gabinete Auxiliar.
Este tipo de gabinetes auxiliares esta ubicado en como se muestra en la siguiente
figura.
Figura 5.2. Ubicación del Gabinete Auxiliar.
Los Tableros de Protección a diferencia de los Gabinetes Auxiliares tienen la
particularidad de que van ubicados dentro de un salón o caseta en donde se
encuentran todos los tableros de la subestación.
En la subestación a la que hago mención también se tuvo que hacer un nuevo salón
de tableros para esta ampliación debido a la falta de espacio para los gabinetes
involucrados para la nueva bahía.
Una vez que realizo este salón se procedió al montaje de los Tableros o Gabinetes de
Control, Protección y Medición que se muestran en la figura 5.3, y que en este caso
fueron 5 gabinetes. Un Gabinete para el Banco o transformador, dos Gabinetes para
los alimentadores (dos alimentadores por cada uno), un gabinete para el Banco de
Capacitores y uno para el sistema contra incendios.
Figura 5.3. Gabinetes de Control, Protección y Medición.
5.1 Revisión de alambrado interno
Ya que se instalaron los Gabinetes de protección, se tiene que revisar el alambrado
interno de los relevadores que contiene cada gabinete (estos relevadores se
mencionan mas adelante) de acuerdo a los planos de cada uno de ellos y basándonos
en el plano mas importante de la subestación que para mi consideración es el
Diagrama Esquemático de Protección y Medición, el cual se muestra en el
apéndice.
5.2 Modificaciones.
En algunas ocasiones el alambrado interno de los Gabinetes de Protección tiene
errores que si no corregimos poden causar muchos problemas en la subestación. Es
por eso que al momento de revisar el alambrado y encontrar algún error, es necesario
hacer las modificaciones necesarias y corregirlo al momento para que el
funcionamiento de las protecciones funcione adecuadamente.
6. Tendido del Cable de Control y Alambrado.
6.1 Cables de Control.
Se designa con ese nombre, en forma genérica, al conjunto de cables que alimentan
los circuitos de medición, control y protección que forman parte de los circuitos
auxiliares, de baja tensión, de una subestación. Ver figura 6.1.
Aunque los cables de control representan un pequeño porcentaje del costo de una
subestación, es de extrema importancia su selección e instalación, desde los puntos
de vista de simplicidad para facilitar la construcción y el mantenimiento, y de
confiabilidad en la operación de la subestación. Por lo tanto, una buena instalación de
cables de control debe ser motivo de una buena planeación y construcción.
Los cables de control son en general de cobre, debido a su mayor conductividad,
flexibilidad y fácil obtención de este material. Su forro es de polietileno o de PVC, y si
el cable es de varios conductores, el conjunto se encuentra forrado por una chaqueta
de PVC o neopreno que le da buena protección mecánica.
Figura 6.1. Cable de Control.
6.2 Rutas de Cables de Control.
En las subestaciones convencionales, los cables de control y de potencia de baja
tensión se introducen en canalizaciones que corren en forma subterránea por toda la
subestación, utilizando diferentes tipos de rutas. Las rutas más comunes se pueden
considerar de cuatro tipos:
1.- Tubería conduit.
2.- Cables directamente enterrados.
3.- Cables en trincheras.
4.- Cables en charolas.
Y se deben trazar sobre el plano de planta de la subestación, de tal manera que se
utilicen las mínimas cantidades posibles de cable.
1.- Rutas de tubería conduit. La tubería conduit se utiliza generalmente para llevar
los conductores eléctricos que salen de los diferentes aparatos hasta la trinchera más
próxima, por donde se desplazan hasta el salón de tableros.
En subestaciones pequeñas se pueden utilizar rutas de tubería que a través de varias
cajas de registro intercaladas, llevan los cables de control desde los equipos
principales hasta el salón de tableros. Las cajas de registro tienen como función
principal limitar las tensiones mecánicas que se producen por la fricción que se
genera al deslizar los cables dentro de la tubería. Cada cable, que puede ser de 10 o 12
conductores y de calibre 10 o 12 AWG, va en su tubo correspondiente.
Independientemente de los cables que se necesiten.
Este caso ofrece buena protección mecánica y eléctrica, pero un costo muy alto sobre
todo en instalaciones muy extensas.
2.- Rutas de cables directamente enterrados. Este sistema es de poca utilización
en subestaciones porque tiene mala protección mecánica y eléctrica, y baja seguridad.
Desde el punto de vista económico es el más barato.
3.- Rutas de cables en trincheras. Las trincheras son una especie de zanjas
revestidas de un aplanado de cemento, cubiertas con tapas de concreto armado o
bien, de placas metálicas estriadas en su parte exterior.
Las dimensiones de las trincheras deben ser las necesarias en relación con el número
de conductores o cables que han de instalarse, y su altura y anchura deben permitir la
instalación de los conductores y el paso de una persona que manipule los cables.
Este tipo de ruta es la que utilizamos para la Subestación Contreras
Figura 6.2. Ruta de Cables en Trinchera.
Una medida aproximada puede ser 1.20 de alto por 1 metro de ancho. La trinchera
debe cubrirse con una tapa de alta resistencia mecánica, que variará de acuerdo con
las necesidades del tránsito en la zona. En general, se debe evaluar la instalación de
trincheras en las áreas de maniobras para equipo pesado. En las trincheras
principales que corren a lo largo y entre los módulos de la subestación, los cables se
pueden ir soportando sobre ménsulas que se fijan en las paredes de las mismas, como
se indica en la figura, o bien, tirados sobre el fondo de la trinchera.
Este sistema permite instalar los cables conforme se vayan necesitando, ya sea en el
fondo de la trinchera o apoyando los cables en soportes anclados en las paredes de la
trinchera. Para salir de la trinchera al equipo individual se utilizan tubos conduit. A
los conductores metidos en las trincheras siempre hay que dotarlos de marcas o
números que correspondan con las marcas de los tableros de remate, para su fácil
localización.
En subestaciones con tensiones arriba de 150 KV hay gran tendencia a utilizar
trincheras, así como en aquellas instalaciones con grandes posibilidades futuras de
crecimiento, por la facilidad de instalar los nuevos cables sin necesidad de romper el
pavimento.
Una vez trazadas las rutas de las trincheras en la planta general, se envía está al
grupo de ingeniería civil para efectuar el proyecto detallado de las trincheras.
4.- Rutas de cables en charolas. Las llamadas charolas o bandejas se instalan en
las paredes de las trincheras y sobre ellas corren todos los cables. Es un método mejor
que el de las ménsulas, aunque más caro, pero produce una instalación simple, con
buena protección mecánica y eléctrica.
Lista de cables.
A partir del diagrama esquemático de protección, de los planos de tableros del
edificio o casetas de tableros y de la planta de la subestación, se mide a escala en este
último plano la longitud total de cada uno de los cables. De está manera se efectúa un
recuento de las cantidades de cable, de acuerdo con el número de conductores que
lleva cada cable y su calibre, hasta obtener las cantidades totales en metros, por cable,
de acuerdo con el número de conductores que lleva y el calibre de cada conductor.
Los datos anteriores se vacían en una serie de listas en donde a cada cable se le
designa un número, se enumeran las cajas de registro que atraviesa, de dónde sale y a
dónde llega.
Terminado lo anterior, se hace un recuento total, sumando la longitud de todos los
cables de las mismas características, y se procede a desarrollar la parte de la lista de
material formada por el cable de control, cable de tipo telefónico, cable de potencia de
baja tensión, etc.
6.3 Alambrado.
Una vez que tenemos instalados los interruptores, las cuchillas, el banco de
capacitores, el transformador, y que todo el cable de control y cable telefónico se
encuentra preparado en los gabinetes involucrados podemos realizar el alambrado
entre estos equipos y los Gabinetes de Protección, además de otros gabinetes
involucrados como el Muro de conexiones, el tablero miniaturizado, la UTR y el GRI.
El alambrado que conecta los diferentes aparatos de un tablero conviene
normalizarlo por colores, con base en su función y de acuerdo a lo siguiente:
- Los circuitos de control y corriente directa son de color rojo.
- Los circuitos de potencial son de color negro.
- Los circuitos de corriente son de color blanco.
Muro de conexiones. Es un tablero en donde únicamente están instaladas tablillas de
conexión y en donde todas las conexiones son con cable telefónico. En este se
conectan todos los controles, señalizaciones y alarmas de la subestación. Existen dos
tableros, uno para la zona de 230 KV y otro para la zona de 23 KV.
UTR (Unidad Terminal Remota). Es el gabinete por medio del cual se puede realizar
el Telecontrol de toda la Subestación o por medio del cual todas las operaciones que
se realicen dentro de la subestación se detectan en el Centro de Operación y Control.
Para que este gabinete detecte las operaciones realizadas, tiene que ser alambrada al
muro de conexiones, que es el punto central de donde llegan todas las señales de
control, señalización y alarmas.
GRI (Gabinete de Relevadores Intermedios). Como su nombre lo dice, es un gabinete
en el cual se encuentran instalados puros relevadores, que se encargan de enviar la
señalización al muro de conexiones, a la UTR y al Tablero Miniaturizado.
Tablero Miniaturizado. Es la representación del Diagrama Unifilar de la Subestación
y en el podemos realizar el control de las cuchillas e interruptores. También podemos
observar la posición en que se encuentren por medio de los conmutadores que
indican cuando están abiertos o cerrados, por medio de una luz parpadeante, que
envía el GRI tanto al tablero miniaturizado como al muro de conexiones y también a
la UTR.
El diagrama de este conmutador se muestra en la figura 6.3.
Figura 6.3. Alambrado de Conmutador para Tablero Miniaturizado.
Y físicamente en el Tablero miniaturizado se vería de la manera siguiente:
Figura 6.4. Tablero de Control Miniaturizado.
Como ya se menciono, desde este tablero podemos realizar operaciones de apertura y
cierre de interruptores y cuchillas por medio de los conmutadores. En este tablero
podemos observar por ejemplo la posición de uno de los interruptores, si el
interruptor esta abierto y el conmutador esta parpadeando, quiere decir que el
conmutador esta en una posición equivocada. Esto es con el fin de que quien realice
las maniobras pueda observar las condiciones del equipo que esta operando.
En este tablero también se realiza con frecuencia una prueba de lámparas con el fin
de verificar que los focos de los conmutadores no estén fundidos y no señalicen las
condiciones del equipo.
7. Prolongación de las barras de 230 KV y de 23KV.
Este fue uno de los últimos trabajos que se realizaron para integrar la nueva bahía
para posteriormente poner en servicio los nuevos alimentadores.
Para la realización de estos trabajos fue necesario que se abrieran algunos
interruptores y cuchillas para poder librar las barras. Una vez realizado lo anterior, se
procedió a aterrizar cada una de las barras al sistema de tierras para que no hubiera
inducción debido a las líneas cercanas y poder realizar la prolongación de las mismas
sin ningún problema.
Figura 7.1. Barras de 230 KV.
Las primeras barras que se prolongaron fueron las que se encuentran del lado de las
líneas conocidas como BARRAS 2. En la figura 7.2 podemos observar cuales fueron
las cuchillas y los interruptores que se necesito abrir para poder realizar los trabajos.
Figura 7.2. Prolongación de Barras 2.
Ahora podemos observar en la figura 7.3 cuales cuchillas e interruptores se necesito
abrir para realizar la prolongación de las barras del lado de los transformadores o
conocidas como BARRAS 1.
Figura 7.3. Prolongación de Barras 1.
Para los trabajos en las barras de 23 KV fue necesario realizar un corte las barras del
Banco “B” para posteriormente realizar la prolongación de las barras del Banco “C”,
como se muestra en la figura 7.4 que a continuación se presenta.
Figura 7.4. Corte en Barras B y Prolongación de Barras C.
Después de realizar estos trabajos en las barras, podemos decir que el arreglo de
interruptor y medio del la zona de 230 KV y el arreglo de Doble Anillo en 23 KV esta
completo y lo podemos apreciar en la figura 7.5.
Figura 7.5. Diagrama Unifilar de La Subestación Eléctrica Contreras.
8. Prueba de Esquemas de Protección y Puesta en servicio.
Durante el proceso de instalación del equipo de una subestación y sobre todo al final,
cuando se procede a la puesta en servicio de la instalación, es necesario efectuar una
serie de pruebas necesarias para determinar el estado final de los aislamientos, los
circuitos de control, la protección, medición, señalización, alarmas y finalmente el
funcionamiento del conjunto de la subestación.
A su vez el conjunto de datos obtenidos de las pruebas sirven de antecedente para que
a lo largo, de la vida de una instalación, el personal de mantenimiento tenga una base
para determinar el grado de deterioro que van sufriendo los diferentes equipos, así
como una referencia para comparar las nuevas lecturas después de una reparación.
8.1 Pruebas en los circuitos de Protección, Medición, Control y Alarmas.
Una vez terminada la construcción de una subestación es conveniente efectuar
una serie de verificaciones y pruebas, entre las cuales se pueden considerarlas
siguientes:
- Tableros de protección y control.
- Cable de control.
- Control y alarmas.
- Protecciones.
- Verificación del programa de telecontrol y pruebas.
Tableros de protección y control.
Primero se efectúa una inspección ocular de todos los cables, tablillas, cuchillas de
prueba, etc. Para comprobar el apriete de todas las conexiones. A continuación se
verifica que todos los aparatos de protección, medición, control, tablillas y cuchillas
de prueba estén bien instalados.
Cable de control.
La secuencia de revisión de los cables de control es la siguiente:
- Revisión de los alambrados en todos los equipos de alta tensión y sus
conexiones bien apretadas.
- Revisión de la relación de los transformadores de potencial y de
corriente, de acuerdo con las relaciones indicadas en los diagramas de
protección y medición.
- Revisión de los alambrados entre todos los tableros instalados en el
salón de tableros.
- Revisión de los alambrados de corriente directa y alterna de los tableros
del servicio de instalación.
- Revisión de las etiquetas de identificación fijadas en los extremos de los
cables.
Control y Alarmas.
Dentro de este grupo de pruebas se efectúan las siguientes:
- Se debe realizar la Apertura y Cierre de Interruptores y Cuchillas, desde
el Tablero de Control Miniaturizado tomando en cuenta que existe un
bloqueo en las Cuchillas, por medio del cual no se pueden operar con
carga.
- Verificar que la señalización en el Tablero Miniaturizado es la correcta.
- Compruébese la operación de las alarmas simulando las condiciones de
falla, identificando cada una de ellas, en el gabinete del propio equipo
como en todos y cada uno de los demás equipos.
Protecciones.
Una de las pruebas más importantes de una subestación es la referente a las
protecciones. Estas pruebas se realizan con la subestación totalmente desenergizada,
tanto en alta como en baja tensión, y se divide en dos grupos:
- Faseo de protecciones.
- Operación de las protecciones con corrientes simuladas.
Faseo: El objeto de las pruebas de faseo consiste en detectar la posibilidad de que una
conexión de los transformadores de corriente o potencial, que llega a un relevador, se
conecte con la polaridad invertida.
Operación de corrientes simuladas: Esta prueba sirve para asegurarse de que todas
las protecciones operan correctamente al presentarse cualquier falla, y que envían la
señal de disparo a los interruptores implicados. Para está prueba, la subestación debe
permanecer desenergizada en alta y en baja tensión, utilizándose una fuente de
corriente ajustable y portátil para simular la corriente de corto circuito. A
continuación se efectúa la prueba de cada protección por separado, y se actúa de la
siguiente forma:
Relevadores de sobrecorriente (50/51). Esta prueba consiste en suministrar,
mediante la fuente de corriente simulada conectada a los bornes de cada relevador,
un flujo de corriente regulado. Al probar la parte instantánea (50) del relevador, se
puentean las terminales del tiempo inverso (51), y se le suministra corriente, que se
hace crecer paulatinamente hasta alcanzar el valor de ajuste, en cuyo momento debe
operar el relevador.
Para la prueba del elemento de tiempo inverso, no se puentea el elemento
instantáneo, ya que éste tiene un ajuste de corriente mayor que el de tiempo inverso.
En ambos casos se verifica la operación de la bandera del relevador, al operar éste.
Relevadores auxiliares (86). Estos relevadores reciben las señales de los demás que
manejan pequeñas corrientes, pero que son suficientes para energizar la bobina del
86, que al cerrar sus contactos de mayor capacidad envían la orden de disparo a las
bobinas de todos los interruptores, liberando el área bajo cortocircuito.
Relevadores direccionales de tierra (67-N). Como estos relevadores contienen dos
unidades, la direccional y la de sobrecorriente, se prueba cada una de ellas por
separado. La unidad direccional recibe dos señales, una que llega de los
transformadores de corriente de los neutros de los transformadores de potencia, y la
otra que es lo polarización, proviene de los secundarios de los transformadores de
potencial de los buses de alta tensión. Las dos señales indican que la falla de fase a
tierra se produce hacia fuera de los buses de la subestación, por lo que la única
manera de simular la falla, es cerrar a mano el contacto de la unidad direccional y en
esta forma poder probar la unidad de sobrecorriente. La unidad de sobrecorriente se
prueba en la misma forma que en el caso anterior de los relevadores de
sobrecorriente.
Relevadores de baja frecuencia (81). Para probar estos relevadores se requiere una
fuente portátil de frecuencia variable, que se conecta a los bornes de operación de
cada uno de los tres relevadores por separado, los cuales van operando a medida que
se hace descender la frecuencia, a partir de 60 Hz, hasta el valor de ajuste de cada
aparato, que en el primer paso es de 59.6 Hz, en el segundo es de 59.4 Hz y en el
tercero 59.0 Hz, según sea la importancia de cada alimentador. Para cada paso debe
operar el relevador y su auxiliar de disparo, además debe operar la alarma de baja
frecuencia, tanto en el edificio de control, como en el registrador de eventos.
Está prueba se realiza con las cuchillas de prueba del bloque de disparo abiertas y se
van cerrando una por una para verificar la apertura del interruptor del alimentador
correspondiente.
Relevadores diferenciales (87). Para la prueba de la protección diferencial de los
bancos de transformadores se utiliza una fuente de corriente variable que se conecta
a las cuchillas de prueba de los transformadores de corriente, tanto del lado de alta
como de baja tensión. Al llegar la magnitud de la corriente a los valores ajustados en
el relevador, lo hace operar, el cual energiza el relevador auxiliar (86). Éste a su vez
ordena el disparo de todos los interruptores de alta y baja tensión que rodean el
banco de transformadores. Al efectuarse la maniobra de la protección, debe operar la
bandera del relevador que operó, y el registrador de eventos debe imprimir la alarma
correspondiente.
Esta prueba se efectúa por separado, en cada fase. Con el 86 operado se va cerrando
una por una cada cuchilla del bloque de disparo y se va probando que cada
interruptor funcione correctamente.
Cabe mencionar que este tipo de pruebas con los relevadores antes mencionados se
realiza de acuerdo con el Diagrama esquemático de Protección, Control y Medición,
el cual nos indica como estas distribuidas todas las protecciones de la subestación, y
que relevadores actuarían en caso de alguna falla o disturbio (ver Anexo).
Verificación del Programa de Telecontrol y Pruebas.
Para este grupo de pruebas; primero se comprueba que los canales de comunicación
operen adecuadamente y, segundo, se efectúa la revisión del programa de telecontrol
en la unidad terminal remota (UTR), por medio de un simulador.
A través del simulador se piden datos que concuerdan con la situación de la
subestación. También a través de la UTR se hacen prueba, energizando uno a uno
cada uno de los equipos, para comprobar que la información se recibe y transmite
correctamente, tanto a nivel local de la subestación, como a nivel del centro de
control, en sus terminales de operación o impresores.
Las funciones del control que deben verificarse principalmente, son las siguientes:
Interruptores. Se debe operar uno por uno, desde la oficina de control del sistema,
para comprobar su funcionamiento.
Cuchillas. También se deben operar todas, de una a una, desde el control central,
comprobándose el funcionamiento de los bloqueos que existen entre cada interruptor
y sus cuchillas.
Cambiadores de derivaciones de los transformadores. En algunas subestaciones es
necesario controlar a distancia el cambiador de derivaciones bajo carga de los
transformadores.
Reposición de los auxiliares (86). Debe comprobarse la reposición de estos
relevadores, después de un disparo por falla.
8.2 Simbología utilizada en los Esquemas de Protección.
A continuación se muestran los símbolos mas utilizados dentro del Diagrama
Esquemático de Protección, Control y Medición, con los cuales podemos identificar
cada uno de los componentes de la subestación.
Esta simbología se puede encontrar en la mayoría de planos eléctricos del proyecto de
una subestación eléctrica, por lo cual es muy indispensable estar familiarizado con
toda ella, para comprender y saber interpretar los diagramas dentro de un plano.
8.3 Lista de Relevadores y su Función.
A continuación se presenta la nomenclatura y función de los relevadores más
importantes:
DISPOSITIVO
O APARATO
NÚMERO.
DESIGNACIÓN FUNCIÓN DEL APARATO O
DISPOSITIVO ELÉCTRICO.
1 Elemento maestro Es un dispositivo de iniciación,
tal como un switch de control,
relevador de voltaje, switch de
flotador, etc. El cual opera
directamente o a través de un
dispositivo, tal como un
relevador de protección o un
retardo de tiempo y sirve para
conectar un equipo.
2 Relevador de arranque con
retardo de tiempo o cierre.
Es un dispositivo cuya función
es dar un retardo de tiempo
deseado, antes o después de
cualquier punto u operación en
una secuencia de switches o en
un esquema de protección por
relevadores. Excepto las
funciones de los dispositivos
descritos por los números 62 y
79.
3 Dispositivo sobre
velocidad.
Es un dispositivo conectado
directamente a una máquina, el
cual opera cuando está tiene una
sobre velocidad.
21 Relevador de distancia. Opera cuando la admitancia
impedancia o reactancia de un
circuito, aumenta o disminuye
más allá de determinados
límites.
25 Relevador de sincronismo
o verificador de
sincronismo.
Opera cuando dos circuitos de
corriente alterna, están dentro
de los límites deseados de
frecuencia, ángulo de fase y
voltaje para permitir o dar lugar
a la conexión en paralelo de los
dos circuitos.
27 Relevador de bajo voltaje Opera cuando el voltaje
desciende de un valor
determinado.
30 Relevador anunciador Dispositivo de reposición
automático que da una o más
indicaciones visuales
independientes al funcionarlos
dispositivos de protección y que
puede también ajustar una
función de bloqueo.
33 Interruptor de posición Interruptor que cierra o abre un
contacto cuando el dispositivo
principal o en un elemento de
un aparato cualquiera, no
enumerado en la presente lista
llega a una posición dada.
36 Dispositivo de polaridad Permite la operación de otros
dispositivos a una
predeterminada polaridad
solamente.
43 Conmutador manual de
transferencia o selector
Dispositivo accionado
manualmente, que permite la
transferencia de un circuito de
control a otro, con el objeto de
modificar el plan de operación
del equipo de maniobras o de
algunos de sus dispositivos.
49 Relevador térmico de
máquina o transformador
Opera cuando la temperatura
del devanado de una máquina
de corriente alterna o de
corriente directa excede de un
valor determinado.
50 Relevador instantáneo de
sobrecorriente
Opera instantáneamente al
alcanzar la corriente un valor
excesivo o si la corriente
aumenta con demasiada
rapidez, lo cual es señal de que
ha habido una falla en el aparato
o en el circuito protegido.
51 Relevador de
sobrecorriente de tiempo
para corriente alterna
Relevador que acciona en
función del tiempo cuando la
corriente alterna de un circuito
excede de un valor determinado,
la función del tiempo puede ser
definida, inversa, muy inversa o
extremadamente inversa.
52 Interruptor de potencia
para corriente alterna
Dispositivo usado para cerrar o
abrir un circuito de corriente
alterna en condiciones de
emergencia o falla.
59 Relevador de sobrevoltaje Opera cuando el valor de la
tensión excede de un valor
determinado puede ser definida
o inversa.
60 Relevador de equilibrio de
voltaje
Opera al existir una diferencia
dada en voltaje entre dos
circuitos.
61 Relevador de equilibrio de Opera al producirse una
corriente diferencia dada entre las
intensidades de corriente de
entrada y salida.
62
Relevador de retardo de
parada o apertura
Relevador de acción retardada
que actúa en combinación con el
dispositivo que inicia la
operación de interrupción,
parada o apertura de una
secuencia automática.
63 Relevador de presión, flujo
o nivel de gas o líquido
(Buchholtz)
Opera a valores dados de la
presión. Flujo o nivel de un
líquido o de un gas, o a un
régimen de variación
determinada de dichas
magnitudes.
64 Relevador de protección
contra falla a tierra
Relevador que funciona si falla
el aislamiento a tierra de una
máquina, transformador u otro
aparato: o si produce un arco a
tierra en una máquina de
corriente directa.
67 Relevador de
sobrecorriente direccional
de corriente alterna
Funciona a un valor
determinado de sobrecorriente
de corriente alterna y en una
dirección predeterminada.
68 Relevador de bloque
contra oscilaciones
Inicia una señal piloto para
producir una acción de bloqueo
o de disparo, al producirse fallas
externas en una línea de
transmisión o en otros aparatos
bajo condiciones prefijadas o
que conjuntamente con otros
dispositivos contribuye a
bloquear la acción de disparo o
de cierre bajo condiciones de
falla de sincronismo de
oscilaciones de energía.
74 Relevador de alarma Cualquier relevador de alarma
que no sea del tipo de
anunciador descrito en el
número 30, utilizado para hacer
funcionar una alarma visible o
audible, o que funciona en
combinación con dicha alarma.
79 Relevador de recierre para
corriente alterna
Controla automáticamente el
recierre de un interruptor.
81 Relevador de frecuencia Opera a un valor determinado
de la frecuencia que puede ser
mayor o menor a la frecuencia
normal, o cuando la frecuencia
varia a un rango determinado.
85 Relevador receptor de hilo
piloto u onda portadora
Relevador accionado o
restringido por una señal en
conexión con el relevador
direccional de falla de corriente
directa de hilo piloto o de
corriente de onda portadora
(carrier).
86 Relevador auxiliar de
bloqueo sostenido
Dispositivo accionado
eléctricamente y de reposición
manual, eléctrica o dispositivo
que funciona para desconectar
rápidamente el equipo
sacándolo de servicio después
de producirse condiciones
anormales.
87 Relevador de protección
diferencial
Relevador de protección que
funciona bajo una diferencial de
magnitud de porcentaje de
corriente, ángulo de fase, o por
otra diferencial cuantitativa de
otras magnitudes eléctricas.
89 Cuchilla desconectadora Desconectador utilizado como
seccionador o separador de
circuitos de potencia de
corriente directa o alterna, de
operación manual o motorizada
con carga o sin carga.
90 Dispositivo regulador Dispositivo que funciona para
regular una cantidad o
cantidades a un cierto valor
entre dos límites; está cantidad
puede ser voltaje, corriente,
potencia, velocidad, frecuencia,
temperatura y carga.
94 Relevador de disparo libre Opera disparando un
interruptor, contactor u otro
aparato para permitir que
dichos elementos sean
accionados en forma inmediata
por otros dispositivos o para
impedir el recierre instantáneo
del interruptor en caso que esté
se abra automáticamente no
obstante que el circuito de cierre
se mantenga en posición de
operado.
Una vez que hemos conocido las características de los relevadores mas utilizados,
podemos interpretar el esquema de protección de la subestación y así poder entender
las pruebas que se tienen que realizar para verificar que el esquema de protección
funciona de manera correcta.
Este esquema de protecciones de la subestación se muestra en el anexo.
8.4 Puesta en servicio.
Una vez que se han realizado las pruebas del esquema de protección y que todas las
áreas involucradas están de acuerdo en el funcionamiento de las protecciones. Se
procede a la puesta en servicio.
Es en este momento cuando el Banco o Transformador puede ser energizado y así
los alimentadores instalados puedan tomar carga.
ANEXO.
DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE PROTECCIÓN,
CONTROL Y MEDICIÓN DE LA SUBESTACION
ELETRICA CONTRERAS.
CONCLUSIONES.
El trabajar en la Compañía de Luz y Fuerza del Centro con el grupo de compañeros
con los que he colaborado para realizar este tipo de trabajos antes mencionados en
las subestaciones eléctricas, ha sido muy grato para mí, ya que he aprendido mucho
de ellos gracias a la capacitación que nos brindan. Además de que he puesto en
practica los conocimientos adquiridos a través de mi formación Como Ingeniero
Mecánico Electricista en la Facultad de Estudios Superiores Cuautitlán Campo 4, a
quien doy gracias por mi formación profesional con la cual he podido desarrollarme
en esta compañía.
El proyecto de ampliar la Subestación Eléctrica Contreras se logro gracias a la
colaboración de cada uno de los trabajadores que tuvimos una participación en ella.
Gracias a eso se logro el objetivo primordial de poder brindar la energía eléctrica
suficiente a la Población de la Delegación Magdalena Contreras y de las zonas
aledañas que lo requerían.
También con la realización de este proyecto, y de algunos otros que se realizan en
otras Subestaciones Eléctricas, la Compañía de Luz y Fuerza del Centro se reafirma
como una Empresa que sigue creciendo día con día, logrando cada una de sus metas.
BIBLIOGRAFIA.
- Manual de Diseño de Subestaciones. Relaciones Industriales Compañía
de Luz y Fuerza del centro. México, 1978.
- Diseño de Subestaciones Eléctricas. Ing. José Raúll Martín. México,
UNAM, Facultad de Ingeniería.
- Fundamentos de Relevadores en Sistemas de Potencia. Richard M.
1997.