Subestaciones Eléctricas Gil

SUBESTACIONES ELÉCTRICAS


GILBERTO GONZÁLEZ ORTIZ

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CONTENIDO TEMÁTICO. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………6 OBJETIVO...........................................................................................................7 CONCEPTOS CLAVES. 1. EQUIPOS PRIMARIOS DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA………..9 1.1. -

DEFINICIÓN, CLASIFICACIÓN Y ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UNA SUBESTACIÓN………………………………………………...9 Subestación eléctrica………………………………………………………….9 Definición de los sistemas de distribución…………………………………10 Clasificación de los sistemas de distribución.…………………………….10 Clasificación de las subestaciones…………………………………………12 o De acuerdo a su función o Por su construcción Elementos constitutivos de una subestación……………………………...13

1.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIA………………………………16 1.2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA.16 o Por tipo de núcleo o Por tipo de enfriamiento o Por el número de fases o Por su localización o Por su capacidad o Por su aplicación o Por el tipo de preservación del aceite o Por su conexión - Aislamientos…………………………………………………………………..17 o Factores que afectan la vida útil de los aislamientos o Principales materiales para los aislamientos - Accesorios y componentes más comunes en los transformadores de potencia……………………………………………………………………….18 1.3. INTERRUPTORES DE POTENCIA……………………………………18 1.3.1. DEFINICIÓN Y TIPOS DE INTERRUPTORES……………………….18 - ¿Como funciona un transformador de potencia?....................................18 - Clasificación por tipo de cámara interruptiva……………………………...19 - Clasificación por medio de extinción……………………………………….20 - Clasificación por tipo de mecanismo de accionamiento…………………20 - Clasificación por el nivel de tensión de operación………………………..21 - Clasificación por ubicación de contactos del interruptor…………………21 1.3.2. INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE Y DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE……………………………………22 - Mantenimiento efectuado a interruptores con medio de extinción en aceite…………………………………………………………………………..22 1.3.3. INTERRUPTORES EN AIRE…………………………………………...22


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1.3.4. INTERRUPTORES EN VACÍO…………………………………………23 - Mantenimiento efectuado a interruptores con medio de extinción en vacío…………………………………………………………………………...23 1.3.5. INTERRUPTORES DE HEXAFLORURO DE AZUFRE (SF6)……...23 - Mantenimiento Efectuado a interruptores con medio de extinción en SF6…………………………………………………………………………….24 1.3.6. ESPECIFICACIONES DE LOS INTERRUPTORES POTENCIA…...24 1.3.7. SELECCIÓN DE INTERRUPTORE DE POTENCIA…………………25 - Por nivel de tensión de operación………………………………………….25 - Por ubicación de contactos del interruptor………………………………...25 - Características nominales de los interruptores de potencia…………….26 - Condiciones operativas de los interruptores de potencia………………..26 - Fallas características de los interruptores de potencia…………………..26 - Pruebas eléctricas aplicadas a los interruptores de potencia…………...21 1.4. CUCHILLAS Y FUSIBLES…………………………………………..........30 1.4.1. Definición y operación de cuchillas conectadotas…………………….30 1.4.2. Fusibles de potencia y sus curvas de operación……………………...30 1.4.3. Especificaciones de cuchillas y fusibles………………………………..33 1.5. APARTARRAYOS……………………………………………………...…..35 1.5.1. NATURALEZA DE LAS SOBRE TENSIONES Y SUS EFECTOS EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA……………………………..35 - Sobre tensiones de tipo externo……………………………………………35 - Sobre tensiones de tipo interno…………………………………………….42 1.5.2. DEFINICIÓN Y OPERACIÓN DE APARTARRAYOS………………...44 - Apartarrayos…………………………………………………………………..44 - Cuernos de arqueo…………………………………………………………..44 - Apartarrayos autovalvulares………………………………………………...44 - Apartarrayos de óxidos metálicos…………………………………………..45 - Ventajas de los apartarrayos de óxidos contra los autovalvulares……..45 1.5.2.1. NIVEL BÁSICO AL IMPULSO MANIOBRA………………………….46 1.5.2.2. NIVEL BÁSICO AL IMPULSO DE DESCARGAS…………………..46 1.5.2.3. DISTANCIA DE NO FLAMEO…………………………………………48 1.5.2.4. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO………………………………..51 1.6. MANTENIMIENTO A EQUIPO PRIMARIO…………………………...…56 2. EQUIPOS SECUNDARIOS………………………………………………….57 2.1. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO…………………………...57 2.1.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TCs)……………………..57 - Funciones principales………………………………………………………..58 - Situaciones que afectan la operación de un TC……………………….….58


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2.1.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TPs)………………………58 - Conexión de los transformadores de potencial…………………………...59 2.2. BANCOS DE BATERÍAS………………………………………………….60 - Clasificación de los bancos de baterías…………………………………...60 - Tensiones de los bancos de baterías en la subestación………………...60 - Componentes de una batería ácido-plomo………………………………..60 - Actividades de mantenimiento a un banco de baterías ácido-plomo…..61 2.3. BANCOS DE CAPACITORES…………………………………………….61 - ¿Qué son los capacitores?......................................................................61 - Aplicaciones de los capacitores…………………………………………….61 - Pruebas eléctricas a capacitores…………………………………………...61 2.4. TABLEROS DE TRANSFERENCIA……………………………………...62 - Descripción básica de operación del sistema……………………………..62 - Tablero de transferencia comandado por microcontrolador……………..63 2.5. MANTENIMIENTO A EQUIPO SECUNDARIO…………………………67 3. ESTRUCTURAS, TIERRAS Y DIAGRAMAS UNIFILARES…………….68 3.1. CLASIFICACIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE ESTRUCTURAS…………………………………………………………………68 3.1.1. PARA SUBESTACIONES……………………………………………….68 3.1.2. PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN……………………………………..69 3.2. SISTEMAS DE TIERRA……………………………………………………71 3.2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TIERRA………………….71 3.2.2. CÁLCULO DE TENSIÓN DE PASO Y DE CONTACTO……………..71 3.2.3. CÁLCULO DE LA RED DE TIERRA……………………………………74 - Subsistemas de puesta a tierra……………………………………………..77 3.3. DIAGRAMAS UNIFILARES……………………………………………….78 3.3.1. Simbología…………………………………………………………………79 3.3.2. DIFERENTE TIPOS DE SUBESTACIONES…………………………102 4. PRUEBAS DE RUTINA A TRANSFORMADORES……………………..103 4.1. PRUEBAS DE POLARIDAD Y RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN…………………………………………………………..103 4.2. PRUEBA DE RIGIDÉZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE………………...103 4.3. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO……………………..103 4.4. PRUEBAS AL SISTEMA DE TIERRA………………………………….103 4.5. MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES………………………...103 - Tipos De mantenimiento…………………………………………………...103


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Pruebas eléctricas…………………………………………………………..104

5. PROYECTO DE UNA SUBESTACIÓN…………………………………...105 5.1 ELABORACIÓN DE UN PROYECTO DE UNA SUBESTACIÓN……105 MATERÍAL Y EQUIPO A UTILIZARSE. PRESENTACIÓN DEL MATERÍAL. ELEMENTOS INTRODUCTORIOS DEL MATERÍAL. INSTRUCTIVO DE OPERACIÓN DEL MATERÍAL. RECURSOS DE APOYO. DESARROLLO DE INSTRUCCIONES. - Práctica Número 1. identificación de partes y equipos e una subestación eléctrica……………………………………………………….126 - Práctica Número 2. Inspección visual del transformador de potencia……………………………………………………………………...129 - Práctica Número 3. Prueba de resistencia de aislamiento……………131 - Práctica Número 4. Prueba de relación de transformación…………..136 - Práctica Número 5. Prueba del factor de potencia…………………….139 - Práctica Número 6. Prueba de rigidez dieléctrica del aceite…………143 - Práctica Número 7. Pruebas al sistema de tierra……………………...145 OBSERVACIONES. LISTA DE COTEJO. REFERENCIAS CONSULTADAS.


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INTRODUCCIÓN. Es bien sabido que la educación técnica superior, es parte fundamental del crecimiento tecnológico de este país, por esta razón se desarrolla el siguiente manual de prácticas, para que los alumnos del Instituto Tecnológico Superior de Puerto Vallarta que cursen la materia de subestaciones eléctricas cuenten con una herramienta eficaz que les ayude a comprobar y diseminar que los aspectos teóricos analizados en una aula dejan un sustento de la aplicación en campo; herramienta que además de eficaz será muy útil, complementando así la materia, tanto para los aspectos teóricos como los prácticos que conforman el programa de dicha materia. Con la implementación de la guía de prácticas de subestaciones eléctricas, se atacan las deficiencias que pudieran existir en el alumno después de haber analizado todos aquellos aspectos y términos teóricos que competen al programa de subestaciones eléctricas de este Instituto Tecnológico Superior, ya que se lleva a la práctica real ya sea en un taller adecuado para dicho experimento o en campo aquello que en su momento se estudió teóricamente en el aula; complementando así el aprendizaje de los alumnos. Es importante conocer los aspectos prácticos que abarca el área de subestaciones eléctricas, dentro de estos aspectos podemos hablar de mediciones y pruebas, que se deben de realizar a los diferentes equipos y dispositivos que conforman una subestación eléctrica. Todo esto nos lleva a ver y conocer la realidad física y práctica de campo del área que se esta tratando. No se debe dejar a un lado un punto tan importante como lo son las normas y estándares vigentes que aplican para el ramo de subestaciones eléctricas, en ellas encontraremos todas las reglas que aplican para el área de subestaciones eléctricas, así como las limitaciones que se deben de considerar al diseñar, calcular, instalar, operar y dar servicio a una subestación eléctrica con la finalidad de proteger al personal, los equipos y el medio que en su momento pudiera verse afectado.


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OBJETIVO. Obtener por medio del manual de subestaciones eléctricas, una herramienta para que el alumno que cursa la materia la pueda utilizar para complementar los conocimientos teóricos que previamente se han estudiado en el aula, logrando así enriquecer sus conocimientos y despejar aquellas dudas que pudieran existir y haber quedado después de haber estudiado cualquier tema teóricamente, llevando a la práctica real y de campo lo que en el aula ya se ha estudiado. Complementar los conocimientos teóricos adquiridos, al conocer en la práctica real y de campo los procedimientos para realizar pruebas y mediciones que corresponden a las subestaciones eléctricas, así como los instrumentos y herramientas de medición y prueba que competen a esta área. Hacer del conocimiento a los alumnos, de las normas y estándares que aplican y rigen para el área de subestaciones eléctricas, los que conlleva a una formación profesional de esta área tan importante.


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CONCEPTOS CLAVES


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1. EQUIPOS PRIMARIOS DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA. 1.1. DEFINICIÓN, CLASIFICACIÓN Y ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UNA SUBESTACIÓN. SUBESTACIÓN ELÉCTRICA. En función a su diseño son las encargadas en interconectar líneas de transmisión de distintas centrales generadoras, transformar los niveles de tensión para su transmisión o consumo. Instalación industrial empleada para la transformación de tensión de la corriente eléctrica. Las subestaciones eléctricas se ubican en las inmediaciones de las centrales eléctricas para elevar la tensión a la salida de sus generadores y en las cercanías de las poblaciones y los consumidores, para bajarlo de nuevo. Sin duda la denominación de una subestación como transmisión o distribución es independiente de las tensiones involucradas, y está determinada por el fin a que se destinó. El objetivo a cumplir por una subestación es determinante en su ubicación física. Para esto, las subestaciones de transmisión están ubicadas alejadas de los centros urbanos, esto facilita, el acceso de líneas de alta tensión y la localización de terrenos lo suficientemente grandes para albergar en forma segura los delicados equipos para el manejo de alta tensión. Por otra parte las subestaciones de distribución deben construirse en función del crecimiento de la carga, es decir, deben estar ubicadas en los centros de carga de áreas urbanizadas para, de esta forma, asegurar la calidad y continuidad del servicio al usuario. Es claro que por las características funcionales de cada subestación, no deben mezclarse en una instalación, equipos de transmisión y distribución. La utilización de este tipo de subestaciones debe limitarse exclusivamente a aquellos casos de claras justificaciones técnico económico. Las subestaciones de distribución son alimentadas desde las subestaciones de transmisión con líneas o cables de potencia a la tensión de 230 u 85 kV, es lógico suponer que esta tensión no debe considerarse como de transmisión ni distribución para esta condición intermedia, se desarrolla el concepto de subtransmisión. Los niveles de tensión para su aplicación e interpretación se consideran conforme lo indican las tarifas para la venta de energía eléctrica en su sección de aspectos generales, siendo: 1. Baja tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores o iguales a 1 kV. 2. Media tensión en el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 1 kV. Pero menores o iguales a 35 kV.


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3. Alta tensión a nivel subtransmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayor a 35 kV. Pero menores a 220 kV. 4. Alta tensión a nivel transmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión iguales o mayores a 220 kV. Actualmente en nuestro país, la industria eléctrica está incrementando día con día su actividad, ya que tiene que satisfacer la demanda de su gran población. Es por esto, que el Sector Eléctrico tiene que desarrollar nuevas técnicas y métodos para su utilización en el suministro de energía eléctrica; ya que al haber más actividad, es inminente la urgencia de una mejor optimización de los sistemas eléctricos.

DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. ¿Qué es lo que en realidad significa el término sistemas de distribución? Tal vez no esté perfectamente definido internacionalmente; sin embargo, comúnmente se acepta que es el conjunto de instalaciones desde 120 Volts hasta tensiones de 34.5 kV encargadas de entregar la energía eléctrica a los usuarios a los niveles de tensión normalizados y en las condiciones de seguridad exigidas por los reglamentos. En el nivel de baja tensión por lo general hay confusiones con las instalaciones internas o cableados de predios comerciales o grandes industrias y en tensiones mayores de los 34.5 kV como es el caso de cables de subtransmisión de 85 kV que se traslapan con tensiones mayores, especialmente en países industrializados en que la población urbana es alta, y se consideran estas tensiones como de distribución. Los sistemas de distribución, ya sea que pertenezcan a empresas privadas o estatales, deben proyectarse de modo que puedan ser ampliados progresivamente, con escasos cambios en las construcciones existentes tomando en cuenta ciertos principios económicos, con el fin de asegurar un servicio adecuado y continuo para la carga presente y futura al mínimo costo de operación.

CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. En función de su construcción estos se pueden clasificar en: - Sistemas aéreos. - Sistemas subterráneos. - Sistemas mixtos.


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- Sistemas aéreos. Estos sistemas por su construcción; se caracterizan por su sencillez y economía, razón por la cual su utilización está muy generalizada. Se emplean principalmente para: 1. Zonas urbanas con: a) Carga residencial. b) Carga comercial. c) Carga industrial. 2. Zonas rurales con: a) Carga doméstica. b) Carga de pequeñas industrias. Los sistemas aéreos están constituidos por transformadores, cuchillas, apartarrayos, cortacircuitos fusibles, cables desnudos, etc. Los que se instalan en postes o estructuras de distintos materiales. La configuración mas sencilla para los sistemas aéreos es del tipo arbolar, la cual consiste en conductores desnudos de calibre grueso en el principio de la línea y de menor calibre en las derivaciones a servicios o al final de la línea. Cuando se requiere una mayor flexibilidad y continuidad del servicio es posible utilizar configuraciones más elaboradas. Los movimientos de carga se llevan a cabo con juegos de cuchillas de operación con carga, que son instaladas de manera conveniente para efectuar maniobras tales como: trabajos de emergencia, ampliaciones del sistema, conexión de nuevos servicios, etc. En servicios importantes tales como: hospitales, edificios públicos, fábricas que por la naturaleza de su proceso de producción no permiten la falta de energía eléctrica en ningún momento; se instalan dos circuitos aéreos, los cuales pueden pertenecer a la misma subestación de distribución, o de diferentes subestaciones, esto se realiza independientemente a que la mayoría de estos servicios cuentan con plantas de emergencia con capacidad suficiente para alimentar sus áreas más importantes. En este tipo de sistema se encuentra muy generalizado el empleo de seccionadores, como protección de la línea aérea, para eliminar la salida de todo el circuito cuando hay una falla transitoria. - Sistemas subterráneos. Estos sistemas se construyen en zonas urbanas con alta densidad de carga y fuertes tendencias de crecimiento, debido a la confiabilidad de servicio y la limpieza que estas instalaciones proporcionan al paisaje. Naturalmente, este aumento en la confiabilidad y en la estética involucra un incremento en el costo de las instalaciones y en la


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especialización del personal encargado de construir y operar este tipo de sistema. Los sistemas subterráneos están constituidos por transformadores tipo interior o sumergible, cajas de conexión, interruptores de seccionamiento, interruptores de seccionamiento y protección, cables aislados, etc. los que se instalan en locales en interior de edificios o en bóvedas, registros y pozos construidos en banquetas. Los principales factores que se deben analizar al diseñar un sistema subterráneo son: * Densidad de carga. * Costo de la instalación. * Grado de confiabilidad. * Facilidad de operación. * Seguridad - Sistemas mixtos, este sistema es muy parecido al sistema aéreo, siendo diferente únicamente en que los cables desnudos sufren una transición a cables aislados. Dicha transición se realiza en la parte alta del poste y el cable aislado es alojado en el interior de ductos para bajar del poste hacia un registro o pozo y conectarse con el servicio requerido. Este tipo de sistema tiene la ventaja de eliminar una gran cantidad de conductores, favoreciendo la estética del conjunto, disminuyendo notablemente el número de fallas en el sistema de distribución y por ende aumentando la confiabilidad del mismo. CLASIFICACIÓN DE SUBESTACIONES. DE ACUERDO A SU FUNCIÓN. - De tensión (elevadoras o reductoras). - Subestaciones de maniobra o enlace. - Subestaciones Mixtas. - Rectificadoras. POR SU CONSTRUCCIÓN. - Subestación compacta tipo intemperie.


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Subestación compacta tipo interior.

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Subestación tipo exterior.

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Blindadas.

ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UNA SUBESTACIÓN. - Mufas de llegada.

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Cuchillas desconectadoras de operación sin carga.


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Cuchillas desconectadoras de operación con carga.

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Interruptor fusible.

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Fusible.

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Apartarrayos.

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Red de tierra.


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Banco de baterías.

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Tableros de distribución.

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Equipos de medición.

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Transformador de potencia.


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Instrumentos indicadores del transformador de potencia.

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Buses.

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Dispositivos de control y protección (como elementos secundarios).

1.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIA. En el proceso de generación – consumo de energía eléctrica, se puede observar que se emplean diferentes tensiones, desde la generación, transformación, distribución y comercialización de la energía. Los equipos que desempeñan la función de hacer variar las tensiones a los diferentes valores requeridos, reciben el nombre de transformadores. Por lo que se puede definir que un transformador es un dispositivo que transfiere energía eléctrica de un circuito a otro sin cambiar la frecuencia y la potencia. Lo hace bajo el principio de inducción electromagnética y tiene circuitos eléctricos aislados entre si que son eslabonados por un circuito magnético común. 1.2.1. CLASIFICACIÓN DE TRANSFORMADORES. POR TIPO DE NÚCLEO. - Acorazados. - De columnas. POR TIPO DE ENFRIAMIENTO. - OA. - OA/FA1. - OA/FA/FOA. - OW. - FOW - AA. POR EL NÚMERO DE FASES. - Monofásicos. - Trifásicos.


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POR SU LOCALIZACIÓN. - Interior. - Intemperie. POR SU CAPACIDAD. - De potencia 500kva y mayores. - De distribución 500kva y menores. POR SU APLICACIÓN. - Elevadores. - Reductores. - De instrumento. - De tierras. - Reguladores. POR EL TIPO DE PRESERVACIÓN DEL ACEITE. - Con tanque conservador. - Sin tanque conservador. POR SU CONEXIÓN. - Delta-estrella. - Estrella-estrella. - Estrella-estrella-delta. - Delta-delta. - Zig - zag. - Estrella-delta. AISLAMIENTOS. AISLAMIENTO PRINCIPAL. Separación entre devanados de la misma fase y tierra. AISLAMIENTO MENOR. Separación entre espiras adyacentes y secciones del mismo devanado. AISLAMIENTO ENTRE FASES. Separación entre devanados de diferentes fases. FACTORES QUE AFECTAN LA VIDA ÚTIL DE LOS AISLAMIENTOS. - Degradación térmica. - Humedad. - Contaminación química. - Efecto corona. - Esfuerzos de sobretensión. - Esfuerzos mecánicos. PRINCIPALES MATERIALES PARA LOS AISLAMIENTOS. - Papel kraft. - Papel manila. - Kraft board. - Press board. - Fibra de vidrio. - Cuerda de manila.


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Fibra de madera. Madera y algodón. Aceite.

ACCESORIOS Y COMPONENTES TRANSFORMADORES DE POTENCIA. • Tanque conservador. • Indicador de nivel de aceite. • Relevador buchholz. • Válvula de sobre presión. • Indicador de temperatura del aceite. • Indicador de temperatura del devanado. • Radiadores. • Ventiladores. • Pintura. • Cambiador de derivaciones. • Boquillas. • Sistema de preservación de aceite. • Bombas e indicadores de flujo.

MÁS

COMUNES

EN

1.3. INTERRUPTORES DE POTENCIA. 1.3.1. DEFINICIÓN Y TIPOS DE INTERRUPTORES. Es un dispositivo capaz de asegurar el flujo continuo de corriente y de potencial en una red eléctrica bajo condiciones normales de operación e interrumpirlos cuando se presentan condiciones anormales o de falla. Se conectan en serie con el circuito que se va a proteger. ¿CÓMO FUNSIONA UN INTERRUPTOR DE POTENCIA? Se presenta la corriente de corto circuito en la línea o circuito que es detectada por los transformadores de corriente del interruptor, mandando esa señal a la protección primaria. La señal llega al relevador, que de acuerdo a sus ajustes programados actúa mandando abrir el interruptor para librar la falla. El relevador activará un contacto que originará un pulso de apertura al interruptor que activará la bobina de disparo, que liberará el trinquete del mecanismo, haciendo operar el resorte de disparo que separará los contactos, extinguiendo la corriente de corto circuito en la línea o circuito. Internamente los contactos se separan en un tiempo no mayor a 60 ms. Interrumpiendo el arco eléctrico; las cámaras de extinción están diseñadas y preparadas para evitar que se produzca el reencendido en su interior.


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CLASIFICACIÓN POR TIPO DE CÁMARA INTERRUPTIVA. - Cámara de ruptura de soplado longitudinal.

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Cámara de ruptura de soplado transversal.

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Cámara de ruptura de soplado transversal.


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CLASIFICACIÓN POR MEDIO DE EXTINCIÓN. • En Aceite. – Gran Volumen de Aceite. – Pequeño Volumen de Aceite. - Hexafloruro de Azufre (SF6). - Vacío. - Soplo de Aire. CLASIFICACIÓN POR TIPO DE MECANISMO DE ACCIONAMIENTO. - Mecánico (Por Resortes).

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Aire (Neumático).

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Aceite (Hidráulico).

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Magnético (Bobinas). BOBINAS DE CIERRE Y APERTURA


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CLASIFICACIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN DE OPERACIÓN. - Alta tensión (mayor a 69 Kv).

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Media Tensión (hasta 34.5 Kv).

CLASIFICACIÓN POR UBICACIÓN DE CONTACTOS DEL INTERRUPTOR - Interruptores de Tanque Vivo.

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Interruptores de Tanque Muerto.


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1.3.2. INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE. El arco producido calienta el aceite dando lugar a la formación de gas muy intenso, que aprovechando el diseño de la cámara empuja un chorro de aceite a través del arco, provocando el alargamiento y enfriamiento hasta llegar A la extinción del mismo, al pasar la onda de corriente por cero.

INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE. Las cámaras de extinción tienen la propiedad de que el efecto de extinción aumenta a medida que la corriente que va a interruptor crece. La potencia de apertura es limitada solo por la presión de los gases desarrollados por el arco, presión que debe ser soportada por la resistencia mecánica de las cámaras de arqueo.

MANTENIMIENTO EFECTUADO A INTERRUPTORES CON MEDIO DE EXTINSIÓN EN ACIETE. - Cambio de aceite dieléctrico. - Limpieza y revisión de cámaras de extinción, contactos fijos y móviles, barras de accionamiento y aislamientos internos. - Mantenimiento al mecanismo de accionamiento (limpieza, reapriete de tortillería y lubricación). - Revisión y limpieza de aislamientos externos. - Limpieza de conectores, cuchillas y red de tierras. 1.3.3. INTERRUPTORES EN AIRE. Ventajas: -

No hay riesgos de incendio o explosión. Operación muy rápida. Pueden emplearse en sistemas con reconexión automática. Alta capacidad de ruptura.


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La interrupción de corrientes altamente capacitivas no presenta mayores dificultades. Menor daño a los contactos. Fácil acceso a los contactos. Comparativamente menor peso.

Desventajas: -

Poseen una compleja instalación debido a la red de aire comprimido, que incluye motor, compresor, cañerías, etc. Construcción más compleja.

1.3.4. INTERRUPTORES EN VACÍO. Al abrir los contactos dentro de la cámara de vacío, no se produce ionización y por tanto no es necesario el soplado del arco ya que este se extingue prácticamente por el paso por cero de la corriente. Los contactos están dentro de botellas especiales en las que se ha hecho el vacío absoluto, el contacto fijo está sellado al igual que el contacto móvil.

MANTENIMIENTO EFECTUADO A INTERRUPTORES CON MEDIO DE EXTINCIÓN EN VACÍO. - Medición de rigidez dieléctrica de la cámara de extinción. - Medición de desgaste de contactos en las cámaras interruptivas. - Limpieza y revisión de resistencia calefactora. 1.3.5. INTERRUPTORES DE HEXAFLORURO DE AZUFRE (SF6). Aprovechando la presión en el interior de la cámara y al abrir los contactos, se 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.


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MANTENIMIENTO EFECTUADO A INTERRUPTORES CON MEDIO DE EXTINSIÓN EN SF6. - Filtrado de gas SF6. - Medición de presiones en cámaras interruptivas. - Limpieza, revisión y calibración de presostatos. - Mantenimiento al mecanismo de accionamiento (limpieza, reapriete de tortillería y lubricación). - Limpieza de contenedores, cuchillas y res de tierra. 1.3.6. ESPECIFICACIONES DE LOS INTERUPTORES DE POTENCIA. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE UN INTERRUPTOR. - Interrumpir cualquier nivel de corriente que circule por sus contactos, desde unos amperes hasta su capacidad nominal de corto circuito. - No cerrar con falla o cortocircuito. - Conectar o desconectar corrientes capacitivas e inductivas. - Abrir o cerrar en condiciones normales en tiempos de operación extremadamente cortos (60ms). - No hay reencendido de la falla. COMPONENTES PRINCIPALES DE UN INTERRUPTOR DE POTENCIA. - Cámara Interruptiva. - Medio Interruptivo. - Mecanismo de Accionamiento. - Aislamientos Soporte. - Equipo Auxiliar.


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1.3.7. SELECCIÓN DE INTERRUPTORES DE POTENCIA. POR NIVEL DE TENSIÓN DE OPERACIÓN. - Alta tensión (mayor a 69 Kv).

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Media Tensión (hasta 34.5 Kv).

POR UBICACIÓN DE CONTACTOS DEL INTERRUPTOR. - Interruptores de Tanque Vivo.

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Interruptores de Tanque Muerto.


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CARACTERÍSTICAS NOMINALES DE LOS INTERRUPTORES. - Tensión Nominal y de Diseño. - Corriente Nominal. - Frecuencia Nominal. - Capacidad Interruptiva. - Secuencia Nominal de Operación. - Nivel Básico de Aislamiento. CONDICIONES OPERATIVAS DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA. - Circuito de media tensión. - Respaldo de bancos de transformación. - Bancos de capacitores. - Uniones de buses o barras. - Líneas de alta tensión. FALLAS CARACTERÍSTICAS DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA. - No cierra (por control supervisorio, desde el tablero, remotamente, local – eléctrico, mecánicamente). - No abre (por control supervisorio, desde el tablero, remotamente, local – eléctrico, mecánicamente). - Alarmas (falta de CA, falta de CC, baja de gas SF6, resorte descargado). - Bloqueos (baja presión de gas SF6). PRUEBAS ELÉCTRICAS POTENCIA.

APLICADAS

A

LOS

INTERRUPTORES

DE

PRUEBAS ELÉCTRICAS A INTERRUPTORES ELÉCTRICOS DE BAJA, MEDIA Y ALTA TENSIÓN. PRUEBA DE RESISTENCIA DE CONTACTOS. Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, originan caídas de voltaje, generación de calor, pérdidas de potencia, etc. La prueba se realiza en circuitos donde existen puntos de contacto a presión o deslizables, como es el caso en interruptores. Para medir la resistencia de contactos existen diferentes marcas de equipo, de diferentes rangos de medición, como ejemplo el de la marca Games J. Biddle; tiene un rango de medida de 0 a 20 Ohms. Los equipos de prueba cuentan con una fuente de corriente directa que puede ser una batería o un rectificador. RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. a) El equipo bajo prueba debe estar desenergizado y en la posición cerrado. b) Se debe de aislar a lo posible la inducción electromagnética, ya que esta produce errores en la medición y puede dañar el equipo de prueba. c) Limpiar perfectamente bien los conectores donde se van a colocar las terminales del equipo de prueba para que no afecten a la medición.


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PRUEBA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Las pruebas de resistencia de aislamiento en, interruptores de potencia son importantes, para conocer las condiciones de sus aislamientos. En los interruptores de gran volumen de aceite se tienen elementos aislantes de materiales higroscópicos, como son el aceite, la barra de operación y algunos otros que intervienen en el soporte de las cámaras de arqueo; también la carbonización causada por las operaciones del interruptor ocasiona contaminación de estos elementos y por consiguiente una reducción en la resistencia de aislamiento. La prueba de resistencia de aislamiento se aplica a otros tipos de interruptores, como los de pequeño volumen de aceite, de vacío y SF6 en los que normalmente se usa porcelana como aislamiento.

RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. A) Limpiar perfectamente la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o agentes contaminantes. B) Conecte el tanque o la estructura a la terminal de tierra del medidor. C) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%.

PRUEBAS DE TIEMPO DE CIERRE Y APERTURA Y SIMULTANEIDAD DE CONTACTOS. El objetivo de la prueba es la determinación de los tiempos de interrupción de los interruptores de potencia en sus diferentes formas de maniobra, así como la verificación del sincronismo de sus polos o fases. El principio de la prueba se basa en una referencia conocida de tiempo trazado sobre el papel del equipo de prueba, se obtienen los trazos de los instantes en que los contactos de un interruptor se tocan o se separan a partir de las señales de apertura y cierre de los dispositivos de mando del interruptor, estas señales de mando también son registradas sobre la gráfica, la señal de referencia permite medir el tiempo y la secuencia de los eventos anteriores. Existen básicamente dos tipos de instrumentos de prueba, los que utilizan dispositivos electromecánicos en los cuales una señal eléctrica sobre una bobina, actúa mecánicamente sobre agujas que marcan un trazo sobre el papel tratado en su superficie, y los que utilizan galvanómetros que accionan varías veces el punto de incidencia de un rayo luminoso sobre un papel fotosensible, en ambos tipos el movimiento del papel es efectuado por un motor de corriente directa a una velocidad constante.


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La señal de referencia puede ser en base a la frecuencia del sistema o bien puede ser tomada de un oscilado incluido en el equipo de prueba, de una frecuencia conocida. TIEMPO DE APERTURA. Es el tiempo medido desde el instante en que se energiza la bobina de disparo, hasta el instante en que los contactos de arqueo sean separados. TIEMPO DE CIERRE. Es el intervalo de tiempo medido desde el instante en que se energiza la bobina de cierre, hasta el instante en que se tocan los contactos primarios de arqueo en todos los polos. Nota: En el caso de interruptores dotados de resistencias de inserción, por lo general existe una diferencia entre los tiempos de cierre o apertura hasta el momento en que los contactos primarios de arqueo se tocan o separan y el tiempo hasta el momento en que los contactos auxiliares en serie con las resistencias se tocan o separan. EQUIPOS DE PRUEBA. Existen varios tipos y marcas de equipos para la prueba, se distinguen dos tipos principales que son del tipo cronógrafo y los del tipo oscilógrafo las características generales de los equipos comúnmente usadas se muestran en tabla anexa, en la misma se hacen además algunas observaciones sobre su aplicación así como sus ventajas y desventajas. ENTRE LAS CARACTERÍSTICAS DESEABLES DE CUALQUIER EQUIPO SE PUEDE MENCIONAR LO SIGUIENTE. Velocidad del papel: Se considera como mínimo debe ser de 1 mt / seg. A fin de poder apreciar o medir con precisión tiempos de orden de milisegundos. Numero de canales: Dependiendo del tipo de interruptor por probar, se requiere de más o menos canales, el número deberá ser suficiente para poder probar por lo menos un polo. PRUEBAS NORMALES. Las pruebas o mediciones que a continuación se indican son aquellas que se consideran normales, tanto para mantenimiento como para puesta en servicio de un interruptor. a) Determinación del tiempo de apertura. b) Determinación del tiempo de cierre. c) Determinación del tiempo cierre - apertura en condición de (trip - free) o sea el mando de una operación de cierre y uno de apertura en forma simultánea, se verificará además el dispositivo de antibombeo. d) Determinación del sincronismo entre contactos de una misma fase, tanto en cierre como en apertura.


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e) Determinación de la diferencia en tiempo entre los contactos principales y contactos auxiliares de resistencia de inserción, ya sean estos para apertura o cierre. f) Determinación de los tiempos de retraso en operación de recierre si el interruptor está previsto para este tipo de aplicación, ya sea monofásico o trifásico. Las tres primeras pruebas son aplicables a todo tipo de interruptor mientras que las tres últimas son aplicables a tipos específicos; la prueba d) a interruptores multi - cámaras, la prueba e) a interruptores dotados de resistencia de inserción y la prueba f) a equipos aplicados en recierre. Dependiendo del interruptor por probar en lo que a número de cámaras se refiere, así como el número de canales disponibles en el equipo de prueba, es posible en algunos casos determinar dos o más de los tiempos anteriores simultáneamente en una sola operación.

RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Librar al interruptor completamente, asegurándose que las cuchillas seccionadoras respectivas se encuentran en posición. Limpiar las terminales del interruptor donde se conectarán las terminales del equipo de prueba.

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO. Al efectuar las pruebas de Factor de Potencia, intervienen las boquillas o soportes aislantes, y los otros materiales que forma parte del aislamiento (aceite aislante, gas SF6, vacío, etc.). Al efectuar la prueba de Factor de Potencia el método consiste en aplicar el potencial de prueba a cada una de las terminales del interruptor. Las pérdidas dieléctricas de los aislamientos no son las mismas estando el interruptor abierto que cerrado, porque intervienen diferentes aislamientos. Con el interruptor cerrado intervienen las pérdidas en boquillas y de otros aislamientos auxiliares, con el interruptor abierto intervienen las pérdidas en boquillas y en el aceite aislante. Esto es para el caso de interruptores de gran volumen de aceite.


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RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA. Limpiar la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o agentes contaminantes. Se recomienda efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%. 1.4. CUCHILLAS Y FUSIBLES. 1.4.1. DEFINICIÓN Y OPERACIÓN DE CUCHILLAS CONECTADORAS. Son dispositivos que sirven para tener un corte visible en un punto o más de una subestación o en una red de distribución. Sirven además de enlace con otros puntos en el sistema eléctrico.

1.4.2. FUSIBLES DE POTENCIA Y SUS CURVAS DE OPERACIÓN. Los fusible o cortacircuitos, no son más que una sección de hilo más fino que los conductores normales, colocado en la entrada del circuito a proteger, para que al aumentar la corriente, sea la parte que más se caliente, y por tanto la primera en fundirse. Una vez interrumpida la corriente, el resto del circuito ya no sufre daño alguno. Los fusibles son los dispositivos de sobre corriente más baratos y simples que se utilizan en la protección de redes de distribución. Al mismo tiempo son uno de los más confiables, dado que pueden brindar protección un tiempo muy prolongado (por arriba de 20 años) sin estar sujeto a tareas de mantenimiento. Antiguamente los fusibles eran finos hilos de cobre o plomo, colocados al aire, lo cual tenía el inconveniente de que al fundirse saltaban pequeñas partículas incandescentes, dando lugar a otras averías en el circuito. Actualmente la parte o elemento fusible suele ser un fino hilo de cobre o aleación de plata, o bien una lámina del mismo metal para fusibles de gran intensidad, colocados dentro de unos cartuchos cerámicos llenos de arena de cuarzo, con lo cual se evita la dispersión del material fundido; por tal motivo también se denominan cartuchos fusibles. Los cartuchos fusibles son protecciones desechables, cuando uno se funde se sustituye por otro en buen estado. El cortacircuito fusible, o simplemente fusible, fue el primer elemento de protección que se inventó en los albores de la electrotecnia, y aún continúa


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siendo adoptado en las instalaciones eléctricas modernas. Básicamente está formado por una lámina o alambre calibrado, que se denomina elemento fusible, contenido en un cartucho fusible removible y emplazado en una base o soporte porta fusible, que lo permite conectar en serie con el circuito a proteger. El elemento fusible se construye de manera que tenga un punto de fusión menor que los conductores de la instalación protegida, y habitualmente se disponen varios sectores más estrechos, en los que se obtiene una mayor densidad de corriente. Por lo tanto, cuando circula una sobre corriente determinada, el calor generado por efecto Joule funde los estrechamientos del elemento e interrumpe el circuito. Una vez eliminada la causa de la sobre corriente, para reponer el circuito debe instalarse un elemento fusible nuevo. La construcción de los fusibles comprende una gran variedad de modelos, con distintos tamaños, formas y métodos de montaje; y para ser utilizados con diferentes gamas de tensión, corriente y tiempos de actuación. Así hay fusibles con montaje a rosca, a cuchilla o cilíndricos; hay fusibles de acción rápida o retardada; hay fusibles de alta capacidad de ruptura, etcétera. En ciertos casos, se fabrican en distintos tamaños, para evitar la instalación errónea de fusibles de características diferentes a las necesarias. Además, en algunos modelos se dispone una base porta fusible diseñada para operar como seccionador en vacío o bajo carga, maniobrando simultáneamente los fusibles de las distintas fases. Los cartuchos fusibles también pueden mejorarse aplicándole técnicas de enfriamiento o rapidez de fusión, para la mejor protección de los diferentes tipos de circuitos que puede haber en una instalación, por lo cual y dentro de una misma intensidad, atendiendo a la rapidez de fusión, los cartuchos fusibles se clasifican según la tabla. Tipos De Cartuchos Fusibles. Tipo

Según norma

UNE

Fusibles rápidos

gF

-gl, gI, F, FN, Instanfus

Fusibles lentos

gT

T, FT, Tardofus

Fusibles de acompañamiento aM

A, FA, Contanfus

Si llamamos If a la intensidad a la cual ha de fundir un fusible, los tres tipos antes mencionados, se diferencian en la intensidad que ha de atravesarlos para que fundan en un segundo. Los fusibles lentos funden en un segundo para I = 5 If Los fusibles rápidos funden en un segundo para I = 2,5 If Los de acompañamiento funden en un segundo para I = 8 If Los fusibles de acompañamiento (aM) se fabrican especialmente para la protección de motores, debido a que aguanten sin fundirse las puntas de intensidad que estos absorben en el arranque. Su nombre proviene de que han GILBERTO GONZÁLEZ ORTIZ

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de ir acompañados de otros elementos de protección, como son generalmente los relés térmicos. Cada cartucho fusible tiene en realidad unas curvas de fusión, que pueden diferir algo de las definiciones anteriores, dadas por los fabricantes. En la figura, vemos algunos tipos de cartuchos fusibles, así como unas curvas de fusión orientativas, de los tres tipos existentes.

Los fusibles lentos (gT): son los menos utilizados, empleándose para la protección de redes aéreas de distribución generalmente, debido a los cortocircuitos momentáneos que los árboles o el viento pueden hacer entre los conductores. Los fusibles rápidos (gF): se emplean para la protección de redes de distribución con cables aislados y para los circuitos de alumbrado generalmente. Los fusibles de acompañamiento (aM): como ya hemos dicho, son un tipo especial de cortacircuitos, diseñado para la protección de motores eléctricos.


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1.4.3. ESPECIFICACIONES DE CUCHILLAS Y FUSIBLES. Capacidad Interruptiva Una especificación de fusible que establece el nivel de en Amperes (AIC) corriente de falla que puede interrumpir. En una aplicación, un fusible debe poder sostener la corriente de cortocircuito potencial mayor de la aplicación. Especificaciones de Amperes

Una especificación de la capacidad de transportar corriente continua de un fusible.

Arco

El efecto generado cuando la corriente eléctrica puentea el espacio de aire entre dos conductores que no están en contacto.

Distancia de Interrupción

El punto en el cual se extingue el arco.

Interruptores de Circuito

Dispositivos eléctricos de seguridad. Cuando la corriente que pasa a través de dicho dispositivo rebasa un cierto amperaje, el interruptor dispara, abriendo el circuito.

Tiempo de Interrupción El tiempo que un fusible requiere para fundirse. Este lapso de tiempo está inversamente relacionado al nivel de sobre corriente. Fusible Limitador de Corriente

Un tipo de fusible que incorpora características o dimensiones para rechazar otro fusible en la misma especificación de amperes, pero con una especificación de interrupción menor.

Doble Tiro

Un tipo de interruptor de seguridad que maneja dos cargas o suministros de energía eléctrica.

Potencia Nominal Doble

Una especificación de interruptor de seguridad en cuanto a su potencia nominal estándar y potencia nominal máxima.

Elemento

La parte de un fusible que se derrite para abrir el circuito. Típicamente, es una tira metálica delgada.

Cuchillas de Extremo

Tipo de fusible de cartucho en donde las terminales se parecen a cuchillas. Para su instalación por deslizamiento de las terminales de cuchilla en ranuras.

Corriente de Falla

La corriente que puede fluir en cualquier parte de un circuito bajo condiciones anormales específicas.

Férula

Otro nombre de las cuchillas de extremo.

Fusible

Un dispositivo eléctrico de seguridad. Cuando la corriente que pasa a través de dicho dispositivo rebasa un cierto amperaje, el elemento se funde, abriendo el circuito.

Fundible

Que puede fundirse o derretirse por aplicación de calor. Un interruptor de seguridad fundible utiliza un fusible.

Interruptores de Seguridad para

Un interruptor de seguridad utilizado primariamente para aplicaciones residenciales o comerciales ligeras.


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Servicio General Interruptores de Seguridad para Servicio Pesado

Un interruptor de seguridad utilizado primariamente para aplicaciones comerciales e industriales.

Cuchillas Desconectadoras

El contacto móvil articulado en un interruptor de seguridad que cierra y abre realmente el circuito. Su nombre se debe a su forma.

Código Eléctrico Nacional

Abreviado NEC. Regulaciones que rigen la construcción e instalación de alambrado eléctrico y componentes.

NEMA

Abreviatura de Asociación Nacional de Fabricantes de Productos Eléctricos. Una organización de fabricantes de productos eléctricos.

No Fundible

Que no puede fundirse ni derretirse por aplicación de calor. Un interruptor de seguridad no fundible no utiliza fusible.

Fusible Sin Retardo

Un tipo de fusible utilizado en aplicaciones en las cuales no ocurren corrientes irruptivas altas. Está diseñado para fundirse lo más rápidamente posible.

Sobrecarga (o Sobre corriente)

Una condición en la cual la corriente rebasa la carga normal.

Polo

Se refiere al número de alambres que el interruptor de seguridad desconecta de una vez.

Interruptores de Seguridad

Un dispositivo para abrir y cerrar un circuito.

Acometida

El punto en el cual la energía eléctrica ingresa a un edificio.

Cortocircuito

Una falla eléctrica creada cuando dos conductores expuestos entran en contacto.

Tiro Sencillo

Un tipo de interruptor de seguridad que maneja una carga.

Neutro Sólido

Abreviado N/S. Una barra metálica sólida montada en el gabinete del interruptor de seguridad, diseñada para aceptar conductores neutrales entrantes y salientes. No fluye corriente por ella.

Fusible de Acción Retardada

Un tipo de fusible diseñado primariamente para su utilización en circuitos que contienen cargas de motor. Tiene un elemento de acción retardada para evitar que se funda bajo corrientes irruptivas altas.

Underwriters’ Laboratory

Abreviado UL. Un laboratorio independiente que prueba los equipos para determinar si cumplen con ciertos estándares de seguridad cuando se emplean apropiadamente.

Tensión Nominal

Una especificación de fusible para la tensión que puede manejar. La tensión nominal de un fusible debe


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ser por lo menos igual a la tensión del circuito. Puede ser mayor que la tensión del circuito, pero nunca menor

1.5. APARTARRAYOS. 1.5.1. NATURALEZA DE LAS SOBRETENSIONES Y SUS EFECTOS EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. SOBETENSIONES DE TIPO EXTERNO. - Descargar atmosféricas. CLASIFICACIÓN DE LAS DESCARGAS. Los rayos pueden ser clasificados de acuerdo a las cargas producidas y a la naturaleza del sistema de líderes que realizan la conexión de la descarga con tierra. DESCARGA NEGATIVA NUBE-TIERRA, CON LÍDER POSITIVO ASCENDENTE. Estas descargas son las más frecuentes (70 a 90% de casos). En este tipo de descarga, un líder negativo de nube a tierra es emitido. El campo eléctrico en un objeto en tierra se refuerza por consiguiente suficientemente por el acercamiento de la carga negativa para provocar la creación de un "líder ascendente" positivo conocido como un "líder de captura". Este líder ascendente se mueve en la dirección del líder que viene de la nube. Cuando ellos se interceptan, esto da lugar a la descarga del rayo principal. DESCARGA NEGATIVA NUBE-TIERRA, SIN UN LÍDER ASCENDENTE POSITIVO. Este tipo de descarga es idéntica al tipo precedente. Sin embargo las condiciones del campo eléctrico en tierra no permiten el desarrollo de un líder ascendente. Por lo tanto se realiza una conexión directa con tierra. DESCARGA POSITIVA NUBE-TIERRA. Este tipo de descarga es poco comprendida, aunque parecería que raramente da lugar a un líder ascendente en este caso. El rayo, como en el caso anterior, hace contacto directo con la tierra. DESCARGA POSITIVA TIERRA – NUBE. Este tipo de rayo corresponde a esos casos donde el campo eléctrico en la tierra creado por la nube es lo suficientemente intenso para que un líder tierra-a-nube se desarrolle. Este es generalmente el caso donde existen altas estructuras terrestres (varias decenas de metros). Este tipo de rayo es también frecuente en regiones montañosas. En todos los casos registrados, este tipo de líder es positivo.


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MODOS DE PROPAGACIÓN DE LAS SOBRETENSIONES. Modo común o asimétrico: Perturbaciones entre un conductor activo y la tierra (fase-tierra o neutrotierra), con riesgo de perforación dieléctrica. Modo diferencial o simétrico: Perturbaciones entre conductores activos, (fase-fase o fase-neutro), especialmente peligrosas para los equipos informáticos.

PROBLEMAS CAUSADOS POR LAS SOBRETENSIONES. Mal funcionamiento: Aunque no hay daño físico, los niveles lógicos o analógicos del sistema son alterados, causando: pérdida de datos, datos y software corrupto, caídas de las redes inexplicables, bloqueos, etc. El sistema puede ser reseteado y entonces funcionará normalmente. Degradación: Esto es algo más serio. Tiempos de exposición más largos a sobre tensiones transitorios de bajo nivel, desconocidos para el usuario, degradarán los componentes electrónicos y la circuitería reduciendo la vida útil del equipo e incrementando la probabilidad de fallas. Daño: Sobre tensiones transitorias grandes pueden causar daño a los componentes, tarjetas electrónicas e interfases de Entrada / Salida. Sobre tensiones transitorias severas pueden manifestarse a través de quemaduras exteriores en las tarjetas, sin embargo, el daño ordinario es menos espectacular.


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Repercusiones eléctricas: Cada impacto de rayo en el pararrayos genera otros problemas eléctricos indirectos, que repercuten normalmente en destrucción de componentes electrónicos o riesgo de incendio, en el epicentro del impacto del rayo y sus alrededores; su radio de acción puede ir más allá de los 1500 metros del impacto. El pararrayos genera perturbaciones electromagnéticas no deseadas. Efectivamente el contacto del rayo en la punta de acero del pararrayos, genera un pulso electromagnético que se distribuye radialmente por el aire y al mismo instante genera una diferencia de potencial en la toma de tierra, de valores superiores a los 15 kV en algunos casos con riesgos de chispas eléctricas (para una descarga de 50 KA). Esta radiación, se transforma en sobre tensiones, inducciones, acoplamientos y otros fenómenos transitorios en las líneas de transporte de energía, datos, comunicación etc., que se repiten en cada descarga. Durante la revolución tecnológica aparecieron componentes electrónicos que en lo posible, minimizan estos fenómenos de sobre tensión y los derivan a tierra, existen descargas de rayos de 4 KA a 300 KA, la protección interna supone un coste suplementario muy caro en relación a la eficacia del equipo y su nivel de protección. Las compañías de seguros, anualmente, tienen que indemnizar a sus numerosos clientes por causa de los fenómenos de la caída del rayo y sus efectos colaterales; en todo el mundo las indemnizaciones se cifran en millones de euros cada año.

Gif: Eduardo Pardo. El potencial y la cantidad de descargas de rayos son aleatorios en todo el planeta, pero cada vez, se aprecia un incremento debido a los diferentes cambios climáticos. Las solares son alguna de las causantes del aumento de la saturación de la carga en la atmósfera.


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Durante las tormentas solares nuestro planeta está golpeado implacablemente por radiaciones ultravioletas, rayos X y torrentes de partículas cargadas, lo cual distorsiona el campo magnético e induce poderosas corrientes eléctricas a la atmósfera que se transforman en tormentas eléctricas, se espera una máxima actividad solar para el año 2012.

Autor: Ángel Rodríguez En función de la intensidad de descarga del rayo las tomas de tierra no llegan a adsorber la totalidad de la energía potencial descargada en menos de 1 segundo, generando retornos eléctricos por la toma de tierra al interior de la instalación eléctrica. Este fenómeno puede generar tensiones de paso y sobre tensiones transitorias peligrosas para las instalaciones en general y alta radiación de energía.

EFECTOS PRODUCIDOS POR LA CAÍDA DE UN RAYO. Los rayos son señales eléctricas de alta frecuencia, gran potencial y alta corriente, por ello, son causa de interferencias en sistemas electrónicos. Por ello, para dirigir a tierra las descargas atmosféricas se requiere de las técnicas para señales en altas frecuencias. A la frecuencia debida a la descarga del rayo, la impedancia de un cable de cobre usado en las puestas a tierra (de unos 1.64 uH/m) presenta un carácter predominantemente inductivo. En conductores de más de 10 metros la impedancia que representan es muy elevada, lo cual impide la conducción de la corriente. Como los rayos se reflejan como cualquier onda de alta frecuencia, es básico que la impedancia a tierra sea baja para la descarga, ya que todas las partes del sistema conectadas a tierra, elevarán y bajarán su potencial con respecto de tierra al tiempo de la descarga.

EFECTOS PRODUCIDOS POR LA CAÍDA DIRECTA DE UN RAYO. Los efectos directos de un rayo son la destrucción física causada por el impacto de los que pueden resultar incendios. Cuando un impacto directo golpea una instalación donde hay materiales combustibles, pueden estar


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expuestos al rayo, al canal del rayo o al efecto de calentamiento del rayo, produciéndose importantes incendios. Cuando cae un rayo en una instalación siempre buscará el camino a tierra de más baja impedancia y por él circulará hasta tierra. Si el conductor tiene algún equipo eléctrico conectado a un equipo y es atravesado por esa corriente, muy probablemente será destruido. Si bien la caída directa del rayo es la más devastadora, también es la más improbable.

EFECTOS SECUNDARIOS PRODUCIDOS POR LA CAÍDA DE UN RAYO. Los efectos secundarios de un impacto de rayo directo o cercano a una instalación incluyen:

LA CARGA ELECTROSTÁTICA. La célula de tormenta induce una carga estática en cualquier estructura inmersa en la tormenta. Esta carga estática estará relacionada con la carga de la célula de la tormenta. Por esto se inducirá una diferencia de potencial en la estructura o conductor respecto a tierra que será un posible causante de interferencias. Como consecuencia de la carga electrostática se producen los arcos secundarios que es una de las interferencias más frecuentes.

LOS PULSOS ELECTROMAGNÉTICOS. Los pulsos electromagnéticos, son el resultado de los campos electromagnéticos transitorios que se forman por el flujo de corriente, a través del canal de descarga del rayo. Después de que se establece el canal de descarga del rayo entre la nube y la tierra, llega a formarse un camino tan conductivo como un conductor eléctrico. La corriente de neutralización comienza a fluir rápidamente y produce un campo magnético en relación a la misma. Ya que estas corrientes de descarga crecen rápidamente y alcanzan corrientes pico de cientos de miles de amperios, los pulsos magnéticos que ellos crean pueden ser muy significativos. El voltaje inducido resultante (EMP) dentro de cualquier grupo donde existen varios cables que corren paralelamente, puede también ser muy significativo.

LOS PULSOS ELECTROSTÁTICOS. Los transitorios atmosféricos o pulsos electrostáticos, son el resultado directo de la variación del campo electrostático que acompaña a una tormenta eléctrica. Cualquier conductor suspendido sobre la superficie de la tierra, está


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inmerso dentro de un campo electrostático y será cargado con un potencial en relación a su altura, sobre la superficie de la tierra. Por ejemplo, una línea de distribución o telefónica aérea, a una altura promedio de 10 metros sobre la tierra, en un campo electrostático medio, durante una tormenta eléctrica, se cargará con un potencial de entre 100 kV y 300 kV con respecto a la tierra.

LAS CORRIENTES DE TIERRA. La corriente transitoria de tierra es el resultado directo del proceso de neutralización que sigue a un impacto de rayo. El proceso de neutralización, es consumado por el movimiento de la carga a lo largo o cerca de la superficie de la tierra, desde el punto donde se induce la carga, hasta el punto donde termina el rayo. Cualquier conductor enterrado o cercano a esa carga, proveerá un camino más conductivo desde el punto donde se inicia, al punto donde termina el rayo. Esto induce un voltaje en relación con la carga, que se maneja en esos conductores, lo cual otra vez está relacionado con la cercanía a donde el rayo impactó. A esta tensión inducida se le llama "corriente transitoria de tierra" y aparece en alambres conductores, tuberías y otras formas de conductores. Aunque el proceso de descarga es muy rápido (20 microsegundos) y la relación de crecimiento al pico es tan pequeña como 50 nano segundos, la tensión inducida será muy alta. La terminación de un rayo de retorno en la tierra puede causar los efectos siguientes: -

Puede causar arqueos a través de la tierra a tuberías de gas adyacentes, cables o sistemas de tierra. La corriente de sobre carga, puede correr por la tierra paralelo al sistema de tierras electrónico existente, lo cual originará una distribución de elevación de potencial de tierra no uniforme en el sistema de tierra.

EL SOBRE TENSIÓN TRANSITORIA. Se produce como consecuencia de los anteriores y pueden causar graves daños en los equipos o sistemas si no están convenientemente protegidos. La carga electrostática (y consecuentes arcos secundarios) es lo más común. Como ejemplo tenemos la carga electrostática y los pulsos electromagnéticos que inducen altos voltajes transitorios en cualquiera de los conductores eléctricos que se encuentren dentro del área de influencia de esos transitorios. Estos transitorios causarán arqueos entre alambres o cables conductores y entre tuberías y tierra. Los arcos o chispas de corriente electrostática en un punto vulnerable, pueden iniciar incendios o explosiones. Además estas sobre tensiones pueden llegar por los conductores hacia los equipos o sistemas que estén dentro del área de influencia causando fallos y averías en los mismos si estos no están protegidos contra las sobre tensiones. Debemos tener en cuenta que en un radio de unos 1’5 km desde el punto de impacto de un rayo, las instalaciones electrónicas pueden ser perturbadas y en ocasiones destruidas.


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LAS FORMAS EN QUE SE ACOPLAN LAS INTERFERENCIAS PRODUCIDAS POR EL RAYO SON: Acoplamiento resistivo: al caer un rayo sobre una construcción o sobre la tierra, se produce una elevación del potencial eléctrico que afecta a las tuberías y a los cables enterrados y viajan a través de ellas hasta penetrar en las edificaciones. Especial riesgo corren, como es de suponer, los cables y tuberías aéreas. Así, un rayo es capaz de inducir corriente de 1’5 KA y 5kV en cables subterráneos, y de 3 KA y 6 kV en cables aéreos. Acoplamiento inductivo: Las enormes corrientes del rayo al caer a tierra mediante descargadores establecen un camino que genera un campo electromagnético que induce a otros conductores, de fuerza principalmente por que no están apantallados, tensiones destructivas de varios KV. Acoplamiento capacitivo: Debido a la naturaleza de alta frecuencia de los rayos se acopla capacitivamente entre arrollamientos de Alta a Baja tensión (transformadores). Provocando fallas en las fuentes de equipos electrónicos que son más sensibles y débiles. Los efectos secundarios no siempre son fácilmente identificados como la causa o el mecanismo del rayo. La protección convencional o protección primaria no influirá ni reducirá ninguno de los efectos secundarios, sin embargo si que aumenta el riesgo de un evento. Las puntas pararrayos o terminales aéreos atraen el rayo y fortalecen una terminación del impacto muy cerca de la zona de influencia, causando interferencias con los equipos existentes. Además, la tendencia hacia la microelectrónica, trae como consecuencia que los sistemas electrónicos sean más sensibles a los fenómenos transitorios, por ejemplo, transitorios de menos de 3 V pico o niveles de energía más bajos que 10-7 Joules, pueden dañar o "confundir" esos sistemas y sus componentes. -

Viento solar.

En forma genérica, se denomina viento solar al flujo de partículas (en su mayoría protones de alta energía, de alrededor de 500 kV) emitidos por la atmósfera de una estrella. La composición elemental del viento solar en el Sistema Solar es idéntica a la de la corona del Sol: un 73% de hidrógeno y un 25% de helio, con algunas trazas de impurezas. Las partículas se encuentran completamente ionizadas, formando un plasma muy poco denso. En las cercanías de la Tierra, la velocidad del viento solar varía entre 200 y 889 Km/s, siendo el promedio de unos 450 Km/s. El Sol pierde aproximadamente 800 Kg. De materia por segundo en forma de viento solar. Dado que el viento solar es plasma, extiende consigo el campo magnético solar. A una distancia de 160 millones de Km. La rotación solar barre al viento solar en forma de espiral, arrastrando sus líneas de campo magnético, pero más allá de esa distancia el viento solar se dirige hacia el exterior sin mayor influencia directa del Sol. Las explosiones desusadamente


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energéticas de viento solar causadas por manchas solares y otros fenómenos atmosféricos del Sol se denominan "tormentas solares" y pueden someter a las sondas espaciales y los satélites a fuertes dosis de radiación. Las partículas de viento solar que son atrapadas en el campo magnético terrestre muestran tendencia a agruparse en los cinturones de Van Allen y pueden provocar las Auroras boreales y las Auroras australes cuando chocan con la atmósfera terrestre cerca de los polos geográficos. Otros planetas que tienen campos magnéticos similares a los de la Tierra también tienen sus propias auroras. El viento solar forma una "burbuja" en el medio interestelar (hidrógeno y helio gaseosos en el espacio intergaláctico). El punto en el que la fuerza ejercida por el viento solar no es suficientemente importante como para desplazar el medio interestelar se conoce como helio pausa y se considera que es el "borde" más exterior del sistema solar. La distancia hasta la helio pausa no es conocida con precisión y probablemente depende de la velocidad del viento solar y de la densidad local del medio interestelar, pero se sabe que está mucho más allá de la órbita de Plutón. Redes eléctricas. Una tormenta magnética puede producir diferencias de tensión entre transformadores de alta tensión conectados a la misma tensión de referencia (tierra). Entonces una 8 corriente eléctrica inducida fluye entre los mismos a lo largo de las líneas conectando a ambos. Los transformadores pueden llegar eventualmente a saturarse y entonces aparecen alteraciones a las frecuencias de 50 o 60 Hz, ocasionando un mal funcionamiento de reguladores en elementos de protección de los consumidores. Además, se reduce la capacidad de transmisión del sistema, cae la tensión de las líneas, se pueden producir fallas y eventualmente un apagón total. En el peor caso puede suceder también un recalentamiento e incendio de los transformadores de alta tensión por una corriente muy elevada respecto al rango de operación diseñado para los mismos. SOBRETENSIONES DE TIPO INTERNO. - Maniobra (cierre o apertura de interruptores de potencia). - Corto circuito (entre fases, de fase a neutro, entre fase y tierra). LOS PRINCIPALES EFECTOS EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA SON: Todo equipo conectado a la red eléctrica, telefónica o de datos está expuesto a los efectos de las sobre tensiones. Las sobre tensiones transitorias se caracterizan por ser picos de tensión muy elevados de corta duración y con un crecimiento muy rápido, por lo que los equipos de protección habituales (fusibles, magneto térmicos y diferenciales) no están preparados para detectarlos y reaccionar frente a ellos.


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CAUSAS PRINCIPALES. - Descargas atmosféricas directas y lejanas. - Parásitos o interferencias. - Maniobras de conmutación de las compañías de distribución de electricidad y de los usuarios de las redes eléctricas. DAÑOS PRODUCIDOS POR LAS SOBRE TENSIONES. - Daños materiales: destrucción de los equipos de telefonía, alarma, detección de incendios, componentes electrónicos, electrodomésticos, emisores de televisión y otros equipos sensibles - Envejecimiento prematuro de los equipos. - Inoperatividad temporal de los sistemas informáticos y de comunicación. - Perforación de instalaciones eléctricas. - Pérdidas económicas importantes. Todo un conjunto de normativas (UNE 21.185, UNE 21.186, CEI 1024 y RBT) contemplan la instalación de protectores contra sobretensiones para disponer de un sistema de protección integral eficaz. Así mismo, la Ley de Prevención de Riesgos Laborales RD 1215/1997 especifica: "Los equipos de trabajo que puedan ser alcanzados por los rayos durante su utilización deberán estar protegidos contra sus efectos por dispositivos o medida adecuadas".

La presencia de la tecnología en nuestra vida cotidiana y en nuestros lugares de trabajo hace imprescindible una protección adecuada contra les sobretensiones eléctricas.


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1.5.2. DEFINICIÓN Y OPERACIÓN DE APARTARRAYOS. APARTARRAYOS. Son dispositivos formados por una serie de elementos resistivos que limitan la amplitud de las sobre tensiones originadas por: descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalanceo de sistemas.

CUERNOS DE ARQUEO. Son los apartarrayos mas primitivos y pueden estar formados por un solo explosor o por varios de estos conectados en serie, estos conectados por un a lado al circuito vivo que se va a proteger y por el otro lado a la red de tierras.

APARTARRAYOS AUTOVALVULARES. Son los apartarrayos llamados convencionales, están formados por una serie de resistencias no lineales de carburo de silicio, prácticamente sin inductancia, presentadas como pequeños cilindros de material prensado. Las resistencias se conectan en serie con un conjunto de explosores intercalados entre los cilindros.


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APARTARRAYOS DE ÓXIDOS METÁLICOS. Están constituidos por varias piezas de resistencia no lineal, de óxido de zinc, de menor tamaño de los autovalvulares, apilados en una columna hueca de porcelana, sin entrehierros, en la parte superior de la porcelana tienen una placa relevadora de presión, que en caso de sobre presión, se rompe y permite escapar los gases hacia arriba sin producir mayores daños.

OPERACIÓN. Inicialmente o en condiciones de operación normales, los apartarrayos actúan como un aislador, pero cuando la tensión nominal del sistema eléctrico al que pertenecen aumenta estos se convierten en conductores de la energía eléctrica. Libera las sobretensiones internas y externas como los son: descargas atmosféricas y viento solar para las externas y sobre tensiones de tipo internas tales como las ocasionadas por maniobra, falla a tierra y falla entre fases. DEBEN DE TENER LAS SIGUIENTES FUNCIONES: - Comportarse como un aislador mientras la tensión no exceda lo establecido. - Convertirse en conductor al alcanzar la tensión el valor indicado. - Conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensión. - No deben operar en sobre tensiones temporales de baja frecuencia. - Debe desaparecer la corriente al eliminarse la sobre tensión. VENTAJAS DE LOS APARTARRAYOS DE ÓXIDOS CONTRA LOS AUTOVALVULARES. - No cuentan con entrehierros, por tanto su protección es constante. - No permiten el flujo de corriente posterior, causada por una sobretensión. - Soportan mayor cantidad de rayos y operaciones de interruptores. - El volumen de las partes activas se reduce respecto al tipo convencional, lo que los hace más compactos. - Menor riesgo de explotar.


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1.5.2.1. NIVEL BÁSICO AL IMPULSO MANIOBRA. OPERACIÓN DE MANIOBRA: 1. Energización de líneas. 2. Energización con carga residual (recierre). 3. Energización de una línea por el lado de la fuente. 4. Energización de una línea terminada en un transformador en vacío. 5. Rechazo de carga al final de la línea. 6. Interrupción de una línea en vacío. 7. Desconexión de un transformador en vacío. 8. Desconexión de transformadores con reactores conectados en el terciario. 9. Desconexión de reactores. Los más importantes de desconexión que dan lugar a transitorios de sobretensiones son los siguientes: TIPO DE MANIOBRA: 1. Falla terminal. 2. Falla kilométrica (ocurre a una distancia aproximada de 1 Km. Con respecto a la fuente. 3. Cierre de dos sistemas fuera de fase. 4. Desconexión de pequeñas corrientes inductivas (transformador en vacío). 5. Interrupción de corrientes capacitivas (bancos de capacitores líneas de transmisión y cables de potencia en vacío. En el caso de la desconexión de transformadores, como la capacitancia e inductancia de los mismos son parámetros geométricos (dependen de sus dimensiones), entonces se pueden relacionar con sus características de diseño, es decir, su potencia y tensión nominal. 1.5.2.2. NIVEL BÁSICO AL IMPULSO DE DESCARGAS. MECANISMO DEL RAYO. Las manifestaciones físicas de la descarga han sido observadas desde tiempos antiguos, pero la comprensión del rayo es relativamente reciente. Franklin llevo a cabo experimentos en rayos, de 1744 a 1750, pero la mayor parte del conocimiento ha sido obtenida el los pasados 50 años. El incentivo real para estudiar la descarga viene cuando las líneas de transmisión eléctricas tienen que ser protegidas contra rayos. Los métodos incluyen mediciones de: 1. Corriente del rayo. 2. Campos magnéticos. 3. Tensiones. 4. El uso de fotografía de alta velocidad. Fundamentalmente el rayo es una manifestación de una chispa muy grande. Se han desarrollado diversas teorías para explicar la acumulación de electrones en las nubes.


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Sin embargo se pueden encontrar que estas teorías difieren unas de otras. En una nube activas las partículas mas grandes usualmente poseen carga negativa y las más pequeñas carga positiva. De esta manera las base de un rayo generalmente tiene carga negativa y la parte superior es positiva así toda la nube es eléctricamente neutra. También existen diferentes centros de carga en una misma nube. Típicamente el centro de carga negativo puede ser localizado en algún lugar entre los 500 y los 1000 metros a partir del suelo. La descarga del rayo a tierra usualmente se inicia con una inserción en el centro de carga negativo. A simple vista la descarga del rayo aparece como una descarga luminosa y también se pueden observar ramas de intensidad variable las cuales terminan a la mitad del aire, mientras el canal principal luminoso continúa en zig - zag a tierra. Técnicas de fotografía de alta velocidad revelas que la mayor parte de las descargas son seguidas por la repetición de múltiples rayos los cuales viajan a lo largo del camino establecido por el primer rayo. Estos últimos usualmente no son ramificados y su camino es altamente iluminado. DESCARGAS ATMOSFÉRICAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. Desde el punto de vista del diseño de los sistemas eléctricos de potencia es de interés el conocimiento de cuantos rayos inciden o caen en cierta zona geográfica, esto permite determinar la actividad atmosférica en forma regionalizada y establecer diferencias en los criterios de diseño. La forma de medir las descargas atmosféricas es: 1. concepto de nivel cero-único y concepto de densidad de rayos a tierra. Este representa el número promedio de días con tormenta anual en un sitio. Este concepto se establecía en la década de los 20´s para analizar el efecto de las descargas atmosféricas sobre los sistemas de transmisión y se mide por la observación de las estaciones meteorológicas, determinando los días con tormenta. El nivel ceraunico se indica por un valor que representa el número promedio de días con tormenta anual en un lugar específico. En una zona geográfica en un lugar del país. El punto o lugares que tienen un mismo nivel ceraunico se unen formando lo que se conoce como un mapa isoceraunico el que es usado para diseño en los sistemas eléctricos. Los niveles ceraunicos se establecen con promedio de 11 años (un ciclo solar) la razón de esto es que en este lapso de tiempo se cubren todas las posibles variaciones estacionales en una región. LA FORMA DE ONDA Y SU EFECTO SOBRE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS. El efecto de la corriente del rayo presenta una onda unidireccional y que se desplaza en escalas de tiempo del orden de micro segundos (µs) se manifiesta en forma mas directa sobre las líneas de transmisión por ser estas la que ocupan mayor territorio geográfico y posar en zonas de diferentes condiciones meteorológicas.


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Las ondas inductivas del rayo se conocen como ondas viajeras y se desplazan por los conductores de fase hacia el resto del equipo produciendo esfuerzos dieléctricos debidos a las sobre tensiones. Es estudio de los esfuerzos dieléctricos en los aislamientos y la forma de proteger los equipos e instalaciones y se conoce como coordinación de aislamiento. Para determinar el efecto de las corrientes del rayo sobre las líneas de transmisión, primero se evalúa con el número de descargas sobre la propia línea en función del número de rayos o nivel ceraunico de las líneas. DESCARGAS A LAS TORRES (ESTRUCTURAS). Las descargas atmosféricas se pueden inducir también directamente en las torres o estructuras ya que estas se comportan como electrodos por ser puntos salientes sobre el nivel del suelo de manera que la corriente del rayo produce una elevación de tensión de la punta de la torre al suelo. La impedancia característica de la torre depende de la geometría de la misma (altura, diámetro, silueta) y se ha calculado en forma experimental usando modelos a escala. 1.5.2.3. DISTANCIA DE NO FLAMEO. AISLAMIENTOS EXTERNOS: Comprende superficies aislantes externas de los aparatos y el medio ambiente que los rodea. La rigidez dieléctrica del aislamiento externo depende de las condiciones ambientales. AISLAMIENTO INTERNO: Es aquella parte del aislamiento de los equipos que no están directamente expuestos al medio ambiente. AISLAMIENTO AUTORECUPERABLE: Es aquel aislamiento que recupera totalmente sus propiedades aislantes después de una carga disruptiva causada por la aplicación de una tensión de prueba; este tipo de aislamiento generalmente, aunque no necesariamente es un aislamiento interno. AISLAMIENTO NO AUTORECUOERABLE: Es aquel aislamiento que pierde sus propiedades aislantes o que no se recupera totalmente de una descarga disruptiva causada por la aplicación de una tensión de prueba; este tipo de aislamiento en general, aunque no necesariamente es un aislamiento externo. DESCARGA DISRUPTIVA: Se emplea este término para designar un grupo de fenómenos asociados con la falla de aislamiento por el efecto del campo eléctrico que implica una alta caída de tensión y paso de corriente. Este término se aplica a aislamientos líquidos, sólidos y gaseosos y a sus combinaciones. TENSIÓN DE AGUANTE: Es una tensión especificada que al aplicarse al objeto de prueba no debe ocasionar descarga disruptiva. TENSIÓN DE FLAMEO: Es la tensión especificada de prueba para la cual todas las aplicaciones deben causar arqueo o flameo.


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TENSIÓN DE AGUANTE AL IMPULSO CONVENSIONAL: Es el valor cresta de una función de prueba al impulso para el cual el aislamiento no debe de sufrir ninguna descarga disruptiva cuando se somete a un número dado de estos impulsos bajo condiciones previamente especificadas. TENSIÓN CRÍTICA DE FLAMEO: Es la tensión para la existe la probabilidad del 50% de producir flameo. Este término se relaciona principalmente con tensiones de impulso. TENSIÓN MÁXIMA DE DISEÑO DEL EQUIPO: Es el valor máximo entre fases para el cual esta diseñado el equipo con relación a su aislamiento, así como para otras características que se refieren a esa tensión en las normar relativas al equipo. TENSIÓN DE AGUANTE AL IMPULSO CONVENSIONAL: Es el valor cresta de una tensión de prueba al impulso ya sea por maniobra o por rayo para el cual el aislamiento bajo condiciones específicas muestra una probabilidad de aguante igual a una probabilidad de referencia específica. PROCESO DE FLAMEO EN AISLADORES. Los problemas de contaminación en aisladores eléctricos ocurren cuando el medio que los rodea contienen diversas sustancias especiales salinas e industriales. Estas sustancias se depositan sobre los aisladores creando una capa que en condiciones secas no causan mayor problemas sin embargo, ante la presencia de humedad, niebla, lluvia ligera, rocío, se reducen las características dieléctricas lo que puede ocasionar la falla del sistemas. PROCESO DE FLAMEO EN AISLADORES CONTAMINADOS. El flameo en condiciones de contaminación es un fenómeno dinámico que se presenta en varias etapas: 1. Sobre la superficie del aislador se deposita una capa de partículas contaminantes, la formación de esta depende del tamaño y la composición de dicha sustancia, del acabado superficial y del perfil del aislador, por lo que la capa no es homogénea. 2. Se presenta un proceso de humectación de la capa contaminante debido a niebla o lluvia ligera. 3. Cuando la capa contaminante esta húmeda empieza a circular una corriente sobre este, cuya magnitud depende de la conductividad del contaminante húmedo. 4. La circulación de corriente genera disipación de calor por efecto Joule lo cual se manifiesta por la evaporación de la humedad. 5. Se forman zonas o bandas secas de alta resistencia dieléctrica en la zona donde hubo mayor evaporación. La distribución del campo eléctrico aplicado se desplaza y concentra en los extremos de las bandas secas, causando elevados gradientes de potencial. 6. Se generan descargas en las bandas secas debido al esfuerzo eléctrico concentrado en las mismas; estas descargas implicas picos de corriente que pueden provocar la formación de otras bandas secas.


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7. Cuando las descargas llegan a encadenarse se presenta la falla de fase a tierra, causando la salida de la línea. DISTANCIAS ELÉCTRICAS DE NO FALAMEO EN AIRE. Aislamiento de fase a tierra. Se refiere al aislamiento de una fase cualquiera con relación a los puntos conectados a tierra y esta caracterizado por una tensión relacionada con una distancia a tierra que se verifica por medios más o menos convencionales. Aislamiento de fase a fase. Este aislamiento debe garantizar un comportamiento dieléctrico que relacione la tensión con la distancia en aire y sin considerar ningún elemento a tierra en tres los conductores. CRITERIOS PARA LA DETERMINACION PARA LAS DISTANCIAS DIELECTRICAS EN AIRE. Las distancias en aire de fase a tierra y de fase a fase deben garantizar estadísticamente una probabilidad de flameo tal que resulte baja desde el punto de vista de los criterios de diseño adoptados. Esto conduce al establecimiento de distancias mínimas de no flameo las cuales se determinan principalmente para impulsos por rayo y para impulsos de maniobra, dependiendo del nivel de aislamiento. DIMENSIONAMIENTO DIELÉCTRICO EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. En el caso de subestaciones eléctricas se han llegado a identificar tres tipos principales de distancias en aire, a través de una serie de investigaciones para llegar a establecer las distancias de diseño más convenientes de fase a tierra y de fase a fase, las cuales son las siguientes: - Distancia entre conductores. - Distancia de aislamiento entre conductores y aparatos. - Distancia entre conductores y aparatos. El primer tipo de distancia se localiza entre las fases de los conductores de llegada o salida de la subestación y en las barras de la misma, el segundo tipo incluye la distancia en aire entre conductor y elemento de desconexión y el tercer tipo considera las distancias en aire entre polos del interrupción, entre polos de transformador de corriente, etc. Las configuraciones más importantes de acuerdo a las distancias de diseño son: - Punta – Punta. - Punta – Plomo. - Conductor Estructura. DISTANCIA DE DISEÑO. Se entienden como tales a las distancias entre centros de fases de las subestaciones, a las distancias mínimas de no flameo de fase a tierra y a las distintas mínimas de seguridad.


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Las distancias mínimas de fase a tierra y de fase a fase para mas de 1000 metros sobre el nivel del mar se deben afectar por 1.25 % porcada 100 metros de exceso. DISTANCIAS ENTRE CENTROS DE FASES. Estas se calculan para dos casos: a) Subestaciones con barras y/o conectores rígidos. En este tipo de subestaciones la distancia entre centros de fases se obtiene a partir de las distancias dieléctricas, tomando en consideración el diámetro de las barras y conexiones. b) subestaciones con barras flexibles (cables). Deben ser considerados para este dimensionamiento las condiciones atmosféricas del lugar de la instalación como son cargas por viento, temperatura ambiente (máxima y mínima), el nivel sísmico de la zona; a manera de recomendación. DISTANCIAS DE SEGURIDAD. Además las distancias dieléctricas de fase a tierra y de fase a fase se recomiendan la adopción de sistemas de seguridad para la operación y mantenimiento de una subestación, por lo que se recomienda tomar algunas consideraciones generales: a) Las partes de alto potencial se deben colocar fuera del alcance personal usando distancias en las zonas de trabajo y zonas de circulación suficientemente grandes como para evitar contactos eléctricos. b) Las partes con potencias se deben hacer inaccesibles por medio del uso de barreras de protección para aislar el equipo físicamente y las partes energizadas de la instalación. Estas barreras no deben tener una altura menor de 1.20 metros. 1.5.2.4. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO. Durante mucho tiempo, las distancias disruptivas en los pararrayos de carburo de silicio han sido la mejor manera de derivar todo tipo de sobretensiones en los sistemas eléctricos. Durante las dos o tres últimas décadas, sin embargo, estos dispositivos, de comportamiento bastante impredecible, han dado paso a los pararrayos basados en varistores de óxido de zinc (ZnO). Estos pararrayos constituyen la protección principal de los sistemas de aislamiento actuales. Gracias al buen control de las propiedades de sus resistencias de película de óxido metálico (MO), la protección de estos pararrayos es mucho mejor que la obtenida con las tecnologías anteriores. Los pararrayos basados en resistencias tienen que enfrentarse con sobretensiones que pueden ser considerables y que tienen su origen en acontecimientos de gran importancia, como las descargas del rayo o las corrientes transitorias de maniobra. El trabajo del pararrayos consiste en desviar a tierra estos impulsos instantáneos de corriente, de modo que los costosos equipos no sufran daños.


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También se ha de prestar atención a la ubicación del pararrayos. Los puntos de reflexión de la red son importantes, ya que las sobretensiones de corriente pueden reflejarse y con ello adquirir mayor poder destructor. Otro factor crítico es la pendiente de la onda. Las ondas con pendiente pronunciada se reflejan más fácilmente y, dado que el pararrayos sólo puede controlarlas cuando se producen en sus proximidades, limitan la longitud efectivamente protegida en las líneas. Actualmente están surgiendo nuevos enfoques para la coordinación del aislamiento, en los cuales el pararrayos se combina con los diversos equipos para crear nuevas configuraciones de diseño. Entre estas soluciones están el aislamiento con polímeros flexibles y modernas resistencias de MO [1, 2]. Una aplicación típica, que proporciona una protección eficaz de líneas, combina un pararrayos y un aislador suspendido, como es el caso de la familia de productos PEXLINK de ABB [3]. Ya se han propuesto aplicaciones similares para otros equipos, por ejemplo, los seccionadores [4], los transformadores [5] y los interruptores automáticos. Estos sistemas ofrecen nuevas posibilidades económicas para los sistemas de Media y Alta Tensión. Coordinación del aislamiento En un sentido amplio, la coordinación del aislamiento comprende todas las medidas tomadas para evitar los daños causados por las sobretensiones que aparecen en un sistema eléctrico. Así lo subraya la definición de coordinación de aislamiento dada por CEI: ’la correlación entre el aislamiento de los equipos y las características de los dispositivos protectores, de modo que el aislamiento quede protegido contra las sobretensiones’. En este contexto, los pararrayos constituyen tradicionalmente la ’primera línea de defensa’. Los pararrayos de óxidos metálicos (MO) poseen excelentes características de protección, como muestra el ejemplo de la figura. La característica corriente-tensión, altamente lineal, tiene su origen en diversos fenómenos que tienen lugar en las superficies ínter granulares microscópicas del semiconductor cerámico [6]. Para la aplicación de los pararrayos de MO es necesario conocer determinados parámetros fundamentales para las características de protección: Tensión operativa continúa máxima Uc (MCOV): Esta tensión se selecciona de modo que permanezca suficientemente por debajo del punto de cambio brusco de la característica, punto en el cual las pérdidas de potencia son bajas, la mayor parte de las corrientes son puramente capacitivas y está garantizada la continuidad funcional del aislamiento. No obstante, el pararrayos puede utilizarse durante un tiempo limitado (segundos, horas) con elevadas sobre tensiones temporales. La tensión de corriente alterna Ur especificada por CEI para ³10 s [7], por ejemplo, es típicamente 25 % mayor que Uc, siendo la cifra real dependiente del diseño térmico del pararrayos. Tensión residual o nivel de protección Up para impulsos de corriente normalizados en el intervalo que va desde <100 A hasta >100 KA. A menudo Up se normaliza según el valor máximo Ûc de MCOV (en ocasiones también


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según el valor eficaz) y se hace referencia a éste como índice de protección R del pararrayos. Estos impulsos simulan sobretensiones críticas, tales como: - Las descargas eléctricas más frecuentes (impulso de tensión nominal de IN = 2,5 – 30 KA, 8/20 µs, R » 1,7–2,2). - La infrecuente descarga eléctrica directa en un pararrayos (impulso de alta tensión de 65–100 KA, 4/10 µs, R » 2,5–2,9). - Las operaciones de maniobra en un cortocircuito (corrientes de impulso de maniobra de ~125–3000 A, 30/60 µs, R » 1,5–1,8). - Las tensiones residuales reales dependen principalmente de las amplitudes de corriente y, en menor medida, de la pendiente del impulso. Para seleccionar el pararrayos adecuado es necesario conocer las corrientes de impulsos previstas, la resistencia de aislamiento de los componentes eléctricos del sistema y las condiciones de puesta a tierra y de las sobretensiones temporales. Se define una intensidad IN de coordinación de impulsos para la actividad de impulsos prevista; en la mayor parte de las redes ésta tiene un valor típico de 10 KA, pero es posible elegir hasta 40 KA para los niveles de tensión más elevados. En la figura se resumen los niveles de aislamiento que las normas actuales exigen para las diferentes tensiones de sistemas. Esta cifra sólo ofrece los valores mínimos especificados por CEI, ya que los valores BIL, más elevados, para una determinada tensión entre fases simplemente reflejan diferencias en los márgenes de seguridad. Con fines comparativos se proporcionan también los niveles de protección de impulsos que resultan típicos para los modernos pararrayos MO con buenas condiciones de puesta a tierra, que permiten el valor Ûc = 1 pu (en las redes sin una puesta a tierra sólida, el valor Uc puede incrementarse hasta el valor de Um). En la figura se ven claramente los amplios márgenes de seguridad actuales entre la resistencia del aislamiento exigida para los equipos y la protección ofrecida por los pararrayos modernos. Esta afirmación es particularmente cierta para las tensiones más bajas del sistema (hasta 170 kV). Hace muchos años que se dispone de pararrayos acreditados, con niveles de protección bajos, y ya ha llegado el momento de reconsiderar la práctica actual de la coordinación del aislamiento. Los recientes progresos de la tecnología de materiales han abierto las puertas a nuevas posibilidades, no sólo para diseñar aislamientos menos sobredimensionados sino también para ubicar los pararrayos en otros puntos de la red que ofrece. La conclusión lógica es que la mejor protección se conseguirá combinando estrechamente el pararrayos y el equipo o incluso integrando aquél en éste.


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1. Pararrayos de línea alrededor de una serie de aisladores de 400 kV. A la izquierda, en el extremo de alta tensión, se encuentra un desconectador.

2. Características de protección de un moderno pararrayos de tipo de distribución Û/Uc Tensión residual Up (máximo), normalizada según el valor eficaz de tensión operativa continua máxima Uc Û/Ûc Tensión residual Ûc (máximo), normalizada según Uc (máximo) I Intensidad.

3. Nivel de aislamiento básico (BIL) exigido por las normas para el ensayo de las estructuras de aislamiento para diferentes tensiones de sistema. Los modernos pararrayos ofrecen niveles mucho más bajos de protección contra impulsos (LIPL). U Nivel de aislamiento básico (1 pu = Ö¯ ¯ ¯ 2xUm/Ö¯ ¯ ¯ 3) Um Tensión efectiva entre fases.

4. Arriba: Interacción del pararrayos de sobretensiones con la onda entrante U (t) Abajo: Cálculo de la longitud L de la protección con reflexión de onda total. La distancia de protección aumenta al reducirse la tensión residual Up pero disminuye cuando se hace mayor la pendiente S de la onda. Para descargas eléctricas a distancia es típica una pendiente en torno a 1.200 kV/µs.


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L Alcance de protección, en m. UBIL Nivel de aislamiento básico del equipo (por ejemplo un transformador), en kV. Up Nivel de protección del pararrayos, en kV. S Pendiente de la onda de sobretensión (aprox. 1.200 kV/µs). V Velocidad de propagación de la onda. Línea aérea, aprox. 300 m/µs. Cable, aprox. 150 m/µs.

Tabla 1: Comparativa de diversos pararrayos. Los bajísimos niveles de protección de los pararrayos con carcasa de polímero (tipos MWK y POLIM-D) dan como resultado mejores distancias de protección.

5. Seccionador-fusible. El aislador de poste de la izquierda posee un pararrayos MWK integrado; el aislador de la derecha es de tipo convencional.

46. Pararrayos-aisladores de línea en suspensión, combinando el soporte mecánico y la protección contra sobre tensiones en un solo dispositivo.


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1.6. MANTENIMIENTO A EQUIPO PRIMARIO. - Pruebas al transformador (inspección visual al transformador, prueba de resistencia de aislamiento, prueba de relación de transformación, prueba del factor de potencia, prueba de calidad del aceite). - Prueba de rigidez dieléctrica del aceite. - Limpieza de barras y cuchillas con limpia cobre o líquido dieléctrico. - Apriete de tortillería. - Pruebas al banco de baterías. - Pruebas al banco de capacitores. - Pruebas al sistema de tierra. - Calibración de equipo de medición.


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2. EQUIPOS SECUNDARIOS. 2.1. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO. Uno de los elementos más importantes en la aplicación de los relevadores de protección son los llamados transformadores de instrumento, llamados así porque su aplicación es exclusivamente para propósitos de medición y protección de los sistemas de Potencia. Son dispositivos electromagnéticos cuya función principal es reducir a escala las magnitudes de tensión y de corriente que se utilizan para la protección y medición de los diferentes circuitos de una subestación. Los aparatos de medición y protección que se montan sobre los tableros de una subestación no están construidos para soportar grandes tensiones ni grandes corrientes. Con el objeto de disminuir el costo y el peligro de la alta tensión se dispone de equipos llamados transformadores de corriente y de potencial que representan a escalas muy reducidas las grandes magnitudes de corriente y de potencial respectivamente. 2.1.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TCs). - Los transformadores de corriente se conectan en serie con la línea mientras que los tipos bushing por el exterior de las boquillas o pasamuros. - Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones normales de operación es proporcional a la corriente primaria. - Puede tener uno o varios devanados secundarios. - Se fabrican tipo interior y exterior. - Los TC´s para medición deben tener una alta precisión. - Los TC´s para protección requieren conservar la fidelidad de la medición hasta veinte veces la magnitud de la corriente nominal. - Los TC´s mixtos tienen la característica conjunta de los dos mencionados anteriormente secundarios. - Las relaciones mas comunes son: 1200:5, 1000:5, 800:5, 600:5, 400:5, 200:5 y 100:5.


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FUNCIONES PRINCIPALES. - Proveer aislamiento adecuado entre la tensión plena del sistema y los instrumentos que normalmente operan bajo voltajes bajos que no presentan peligro para los equipos ni para el personal. - Reducir en forma proporcional los valores de corriente del sistema, para que sean utilizados por los dispositivos de protección y medición. - La reducción de las magnitudes de tensión con lleva a la reducción del Aislamiento requerido en los instrumentos de medición y protección. - La reducción de las magnitudes de tensión con lleva a la reducción del Aislamiento requerido en los instrumentos de medición y protección. SITUACIONES QUE AFECTAN LA OPERACIÓN DE UN TC. - La corriente primaria es demasiado grande. - La impedancia de carga es demasiado grande. - El circuito secundario es abierto. 2.1.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TPs). - Son equipos en que la tensión secundaria, es proporcional a la tensión primaria del sistema. - Tienen la función de transformar la tensión y aislar los instrumentos de protección y medición. - Se fabrican tipo interior y exterior. - La tensión secundaria normalizada según ANSI son de 120 volts hasta 25 KV y de 115 volts para TP´s conectados arriba de 34.5 Kv. - Las relaciones mas comunes son 1000:1, 600:1, 350:1, 200:1, 115:1.

Estos transformadores trabajan bajo el principio de un transformador normal, Con las características especiales de mayor precisión y en su relación y Reducida capacidad. La precisión dependerá de la aplicación específica dependiendo de lo que el usuario requiera, aunque es importante mencionar que a mayor precisión el TP tendrá mayor costo. La función De los TPs es reducir en forma proporcional las magnitudes de las tensiones de los sistemas de potencia, para poder utilizar los instrumentos para su evaluación.


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Estos transformadores trabajan bajo el principio de un transformador normal. Con las características especiales de mayor precisión y en su relación y reducida capacidad. CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL. - Conexión delta incompleta. - Conexión estrella. - Conexión delta abierta. CONEXIÓN DELTA ABIERTA PARA OBTENER 3V0.

CONEXIÓN DELTA CON 2 TP´S.

CONEXIÓN ESTRELLA.


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CONEXIÓN DELTA CON 2 TP´S.

2.2. BANCOS DE BATERÍAS. Los Bancos de Baterías son una fuente de alimentación de corriente directa para los equipos de control, protección y señalización en una subestación. Por tal motivo en una contingencia por falla u operación anormal de algún componente del sistema la batería y el cargador asociado representan una condición estratégica y segura para la continuidad en el servicio.

CLASIFICACIÓN DE BANCOS DE BATERÍAS. - Alcalinos.- Pudiendo ser estos abiertos o sellados. - Ácidos (plomo-ácido).- Pudiendo ser estos abiertos o sellados. TENSIONES DE LOS BANCOS DE BATERÍAS EN LA SUBESTACIÓN. - Las tensiones mas comúnmente usados en las SE´s son 120 volts (principal) y 12 volts (comunicaciones). - La tensión nominal de operación del banco principal de la subestación (con el cargador conectado) es de 130 volts de CD. COMPONENTES DE UNA BATERÍA PLOMO-ACIDO. - Placas positivas y negativas. - Electrolito. - Puentes de conexión. - Separadores. - Vaso contenedor. - Orificio de Llenado (en el caso de los abiertos).


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ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO A UN BANCO DE BATERÍAS PLOMOÁCIDO. - Medición de densidad. - Medición de tensión. - Reposición de niveles. - Limpieza de postes y terminales. - Instalación de grasa para evitar corrosión - Medición de impedancia. - Mantenimiento al cargador de baterías. 2.3. BANCOS DE CAPACITORES. - En las Subestaciones los bancos de capacitores, generalmente de conectan en estrella flotante y rara vez con el neutro conectado a tierra. - En alta tensión generalmente se realizan conexiones serie-paralelo para obtener la potencia y la tensión requerida. - Nunca abrir un banco de capacitores si no es por medio de un cortador o interruptor de potencia.

¿QUE SON LOS CAPACITORES? - Son dispositivos formados por dos láminas conductoras, separadas por una lámina dieléctrica y que al aplicar una diferencia de potencial (voltaje) almacena carga eléctrica. - Están sumergidos por lo general en líquidos dieléctricos (aceite) y todo el conjunto esta sumergido en un tanque herméticamente cerrado. - Cuentan con dos terminales (boquillas) cuyo tamaño depende del nivel de tensión del sistema. APLICACIONES DE LOS CAPACITORES. - Sirven para corregir el factor de potencia en subestaciones y circuitos de distribución. - Mejoran la regulación de tensión en el sistema. PRUEBAS ELÉCTRICAS A CAPACITORES. - Medición de la capacitancia. - Medición de resistencia de aislamiento. - Medición de pérdidas y corriente de carga (F.P.). - Hermeticidad del tanque.


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2.4. TABLEROS DE TRANSFERENCIA. DESCRIPCIÓN BÁSICA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA. MODO DE ENERGÍA NORMAL. Bajo circunstancias normales, cuando la energía utilitaria esta disponible, esta actúa en los contactores del panel de transferencia RST, y conecta la energía al panel de distribución y después a las cargas de la casa. Un cargador de baterías instalado en el tablero de transferencia RST mantiene la batería de arranque del generador cargada. OCURRE EL CORTE DE ENERGÍA. Cuando la tensión cae a menos del 85% del nominal, o falla por completo, el sistema de potencia standby iniciará automáticamente su secuencia de arranque para conectar la casa. El RST monitorea constantemente la fuente utilitaria y la del generador. Cuando el control del tablero de transferencia sensa energía utilitaria inaceptable, el control espera 3 segundos y después envía una señal para arrancar el motor del generador. Si la energía regresa antes de haber pasado 3 segundos, el generador no arrancara. Cuando la señal de arranque es recibida, el motor arranca y alcanza la correcta velocidad de operación para tener disponible la corriente en el generador. El control del tablero de transferencia sensa, espera 3 segundos y transfiere la energía a la vivienda a través de los contactores del panel de transferencia. Esta secuencia de operación usualmente se lleva menos de 10 segundos desde que el corte de energía ocurre hasta que la carga del generador es conectada. LA ENERGÍA UTILITARIA REGRESA. Cuando la energía utilitaria regresa, el panel de transferencia sensa y Auto sensa que el voltaje sea el adecuado. Después de sensar esto por cinco minutos, el control del tablero de transferencia envía la señal a los contactores del tablero para transferir la carga a la fuente utilitaria y desconectar al generador. En este momento, el generador esta fuera de línea y trabajará automáticamente otros cinco minutos para enfriarse adecuadamente. Después del ciclo de enfriamiento, el generador se apagará automáticamente y quedará listo en modo standby. CICLO DE EJERCICIO AUTOMÁTICO. El generador debe ser trabajado mensualmente para asegurar que el sistema este en condiciones de operación. La hora puede ser ajustada para que el sistema arranque automáticamente un determinado periodo de tiempo. Durante este periodo, el generador NO debe conectarse a la vivienda. CICLO DE EJERCICIO MANUAL. El generador puede ser operado en cualquier momento desde el tablero de control atrás de la puerta de acceso para. Simplemente mueva el interruptor "RUN/OFF/AUTO" a la posición "RUN", y el generador arrancará. El generador no debe conectarse a la vivienda. El interruptor debe regresarse a la posición "AUTO" para operación automática.


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PRUEBAS AL SISTEMA. El sistema completo puede ser probado manualmente para simular un corte de energía. Esto puede hacerse abriendo manualmente el interruptor principal en el tablero de transferencia. El sistema iniciará la secuencia de arranque. Cierre manualmente el interruptor principal para regresar el sistema al modo standby. TABLERO DE TRANSFERENCIA COMANDADO POR MICROCONTROLADOR. Son innumerables los casos en que por fallas en la provisión de energía eléctrica de la red de eléctrica se han producido accidentes de distinto tipo y gravedad, llegando incluso a pérdidas materiales y humanas. Hoy en día, no solo existen sistemas electromecánicos industriales o domiciliarios accionados por corriente eléctrica, sino también toda una gama de equipamiento hospitalario de cirugía o de soporte de vida que no pueden quedar sin energía, sin dejar de mencionar los sistemas computarizados que manejan grandes cantidades de información científica o financiera. Esto llevó a la implementación de los denominados sistemas auxiliares de abastecimiento de energía de los que podemos distinguir dos grandes clases, según el tipo de generador de energía primaria. 1. Grupos electrógenos. 2. Sistemas Ininterrumpidos de alimentación. 1. GRUPOS ELECTRÓGENOS. Los GE están constituidos por un motor de combustión interna, un generador sincrónico, un tablero comando de motor y un tablero control del generador. Se emplean para la generación de energía durante el tiempo que no está presente la tensión de red, y dada la potencia que son capaces de manejar, pueden alimentar toda o una parte de la instalación eléctrica de un edificio. Se pueden encontrar grupos desde unos pocos KVA hasta 3500 KVA, lo que determina el tamaño y volumen. Si es necesario suministrar mayores potencias pueden emplearse grupos en paralelo. Los equipos estacionarios con potencias mayores a 5 KVA suelen venir provistos con motores Diesel que resultan muy económicos, y el valor nominal es la potencia aparente en KVA entregada en servicio permanente por el generador, según la norma VDE 0530. Hay distintas maneras de conectar un grupo a los receptores a partir del momento que falla la red. a. En forma manual. b. Con automatismo (de 6 a 10 seg.) c. Con automatismo y volante de inercia (1 a 2 seg.) d. Con automatismo, volante de inercia y motor trifásico para régimen permanente (inmediato). MOTOR TÉRMICO. Pueden funcionar a gas, con diesel y con nafta, siendo estos últimos los más reducidos en tamaño, generalmente para empleo en residencias familiares o pequeños comercios. Los datos indicados por los fabricantes sobre la potencia y el consumo se refieren a potencias permanentes de los motores con un rendimiento mecánico hmo = 0,85 a 977 mbar, con una temperatura del aire de 20º C y una humedad relativa del 60%. Para valores diferentes, se aplican los factores de


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corrección según DIN 6270. En los grupos que manejan potencias de hasta 3500 KVA, la velocidad de rotación es de 1500 rpm, pero hasta potencias de 200 KVA son comunes velocidades de 3000 rpm. Los motores más empleados son: Perkins, Deutz, MWM, Volvo, Scania, Briggs-Straton, Cummins, Mercedes Benz. GENERADOR. Normalmente es sincrónico trifásico, sin escobillas con excitatriz rotante, auto excitado, autorregulado y autoventilado, y es menester que cumpla con la protección IP23. TABLERO COMANDO DE MOTOR. Tiene la llave de contacto, el pulsador de arranque, el manómetro de presión aceite, el termómetro para temperatura del agua, un amperímetro de carga de batería, cuenta horas, protecciones del motor, etc. TABLERO CONTROL DEL GENERADOR. Cuenta con un frecuencímetro, amperímetro y voltímetro con conmutadora, interruptor termomagnético de protección calibrada y transformadores de intensidad. 2. SISTEMAS ININTERRUMPIDOS DE ALIMENTACIÓN (UPS) Son sistemas constituidos por una o varias baterías como fuentes de energía primaria, y un dispositivo electrónico convertidor de corriente continúa a alterna. Por lo general se les emplean para alimentar sistemas de emergencia (luces o equipos de quirófano), de comunicaciones, PC’s, y no están proyectados para funcionar largos períodos de tiempo. Pueden entregar energía a la carga casi instantáneamente de producido el corte de la tensión principal (30milisegundos) DESARROLLO. Este es el sistema responsable de efectuar el control permanente del estado de la línea de tensión y efectuar el arranque del grupo en el caso de falla en la misma. Debe supervisar los retardos de tiempo necesarios hasta que el grupo esté en condiciones de alimentar la carga, y de realizar la transferencia de la misma una vez constatado el restablecimiento de la tensión de red y que no haya sido en forma transitoria. En caso de que el equipo no se encienda, debe repetir la maniobra varias veces, y en caso negativo accionar una alarma deteniendo la secuencia de control para analizar el problema, permitiendo el arranque manual del grupo. El sistema electrónico para el comando del tablero se proyecta con un microcontrolador de la gama media de Microchip Inc, el PIC 16F84 cuyas características eléctricas son: · Encapsulado DIP de 18 pines · 13 líneas de entrada salida (dos puertos) · 1k x 14 bits de memoria de programa · 36 registros de propósito general · Pila (stack) de 8 niveles · Cuatro fuentes de interrupción · Conjunto de solo 35 instrucciones · Circuito de vigilancia (watchdog) incorporado · Temporizador/contador de 8 bits


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· · · ·

Modo de bajo consumo (sleep) Cuatro modos de oscilación Protección de código de programa Memoria EEPROM de datos de 64 bytes

Lo que lo presenta como una opción económica y flexible para un gran número de aplicaciones de control industrial. En este caso se ha empleado la opción del modo de bajo consumo durante el cual el micro mantiene las tensiones en sus pines, pero desconecta el reloj interno quedando en estado de espera (sleep). Se optó por la opción de baja frecuencia de reloj con red RC puesto que los tiempos no son críticos, ya que se trabaja de tiempos del orden de los segundos para los retardos. El diagrama en bloques del sistema propuesto es el siguiente.

Fig. Nº 1 Diagrama en bloques del sistema de maniobra automatizado. En este diagrama podemos observar el tablero de maniobras que recibe información permanente acerca de la presencia de la tensión de línea. En caso de falla, inicia la secuencia de encendido del grupo, el cual una vez entrado en régimen es conectado a la carga por medio del sistema de transferencia con enclavamiento eléctrico. Este consiste de dos contactores con contacto auxiliar normal cerrado conectados según muestra la figura Nº 2. De esta manera se asegura que el primer contacto auxiliar que reciba tensión inhabilita al otro evitando la posibilidad de alimentar la carga simultáneamente desde red y grupo. Existe sin embargo otro dispositivo con enclavamiento de tipo mecánico que en caso de grandes potencias presenta un grado más de seguridad ante eventuales fallas del contactor.


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El diagrama esquemático del circuito implementado es el siguiente.

Fig. Nº 2. Diagrama esquemático del circuito utilizado. Podemos observar la simplicidad del circuito, obtenida gracias a la funcionalidad del microcontrolador que realiza todas las tareas de control. Luego de un período de tiempo donde todo funciona normalmente este queda en estado de espera (modo sleep) hasta que algún evento lo despierte. Es importante notar que se trabaja con tres referencias de cero volt (tierra de grupo, de red y de batería) por razones de seguridad y de lógica circuital. Los opto acopladores permiten aislar la parte de baja tensión y enviar la información de la presencia o ausencia de la tensión de red o de grupo al micro. Cuando esta señal se modifica (cambio de un “0” a un “1” lógico o viceversa), se produce en el microcontrolador una interrupción sacándolo de la condición de espera o sleep. Comienza así una rutina de control para verificar que sucedió y actuar en consecuencia. Las distintas opciones podemos observarlas en el diagrama de flujo simplificado de la figura Nº 3.

Fig. Nº 3 Diagrama de flujo del programa de control.


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Se prefijó en tres el número de reiteraciones para el encendido del grupo electrógeno, considerando que sería suficiente para conseguir el mismo. En caso de no lograrse el objetivo el sistema enciende una alarma visual y sonora indicando un desperfecto, y permitiendo el encendido manual. Una vez en marcha el grupo, se aplica un retardo de estabilización antes de conectar la carga. Del mismo modo, una vez que retorna la tensión de línea, se comprueba que esto no haya sido por un transitorio, y se reconecta la carga, esperando un tiempo breve para el enfriamiento del grupo antes de desconectarlo. También está contemplada la posibilidad de que la tensión retorne durante el encendido del grupo o casi inmediatamente se haya conectado la carga al mismo, para lo cual se implementa un retardo a fin de comprobar que no haya sido en forma transitoria. 2.5. MANTENIMIENTO A EQUIPO SECUNDARIO. -

Reapriete de tornillería a estructuras y herrajes Inspección visual a cables de potencia y control. Revisión de alumbrado.


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3. ESTRUCTURAS, TIERRAS Y DIAGRAMAS UNIFILARES. 3.1. CLASIFICACIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE ESTRUCTURAS. 3.1.1. PARA SUBESTACIONES.


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3.1.2. PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN.


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3.2. SISTEMAS DE TIERRA. El sistema de puesta a tierra para subestaciones eléctricas tiene como finalidad: - Proveer los medios adecuados para transportar las corrientes eléctricas dentro de la tierra (terreno natural) bajo condiciones normales y de falla sin exceder los límites de operación del equipo sin afectar la continuidad del servicio. - Asegurar que las personas en la vecindad de industrias puestas a tierra no estén expuestas a peligros de descarga eléctrica crítica. La práctica de la puesta a tierra segura se esfuerza para controlar la interacción de dos sistemas de puesta a tierra. La tierra intencional, consiste en los electrodos enterrados a la misma profundidad de la superficie de la tierra. Una tierra accidental, es cuando esta expuesta una persona temporalmente a un gradiente de potencial en la vecindad de una industria puesta a tierra. 3.2.1. CLASIFICACIÓN DE SISTEMAS DE TIERRA. - Sistemas radiales. - Sistemas en anillo. - Sistemas en red. 3.2.2. CÁLCULO DE TENSIÓN DE PASO Y DE CONTACTO. La tensión de paso máxima, es la tensión de paso entre un punto sobre el exterior de una de las esquinas de la red y un punto diagonalmente a un metro afuera de la red. Se recomienda que la tensión de paso obtenida se compare con la tensión de paso tolerable, una vez que en el estudio se haya obtenido una tensión de malla menor que la de toque tolerable. En caso de que se obtenga en este punto un potencial de paso mayor que el tolerable, se puede evitar extendiendo la capa de material de alta resistividad hacia fuera de la cerca o eliminando esquinas y proyecciones agudas en la red apropiadamente. La tensión de paso se determina con la siguiente ecuación: Es = (ρ Ks Ki IG) / Ls Donde: Es = tensión de paso (V). Ls = 0.75 Lc + 0.85 LR Ls = Longitud efectiva de los conductores de la red (m), para la tensión de paso considerando al potencial de paso a un metro fuera de la esquina mas alejada de la red y al conductor enterrado a una profundidad de 0.25 m < h < 2.25 m, Ks se puede determinar con la siguiente ecuación:


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Donde: Ks = factor de espaciamiento para la tensión de paso.

TENSIÓN DE TOQUE TOLERABLE. Adicionalmente podemos definir a la tensión de toque como la máxima diferencia de tensión entre el punto de contacto de los pies de una persona que se encuentra parada en el área de la subestación y el punto de contacto de una o de sus dos manos al tocar una estructura metálica cuando ocurre una falla de fase a tierra. La corriente de falla If es descargada en derivación por un lado directamente al sistema de tierra a través de la estructura metálica, con su componente Ig y por otro lado a través de la persona con su componente I b que será igual a la corriente tolerable por el cuerpo I B.

Donde: V Th = tensión de Thevenin (V). R B = resistencia de cuerpo humano (&). Z Th = impedancia de Thevenin (&). I b = corriente que fluye por el cuerpo humano (A). Como BI b = IB entonces la tensión de toque tolerable por el cuerpo humano queda definida como: La resistencia del cuerpo humano B R representa a la resistencia entre mano a mano, mano a pie o de pie a pie según sea el caso. Normalmente a esta resistencia se le da un valor de: La impedancia equivalente de Thevenin del circuito que se forma accidentalmente con la tensión de toque es:


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Donde: R f = Resistencia de contacto de uno de los pies con el suelo (sin considerar al sistema de tierra de la subestación) en (Ω) R p = Resistencia de contacto con el suelo de los dos pies en paralelo (Ω) E toque = Tensión de toque tolerable (V) Podemos obtener la tensión de toque tolerable por el cuerpo humano, determinada por:


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3.2.3. CÁLCULO DE LA RED DE TIERRA.

NOTA: La resistencia base para una configuración de una sola varilla se calcula mediante las siguientes fórmulas: a) Varilla de 5/8” x 8’, S < 8’, D = 0.625”: RB = 0.4190ñ (ohmios) b) Varilla de 3/4” x 10’, S < 10’, D = 0.75”: RB = 0.3373ñ (ohmios)


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NOTA: La resistencia base para una configuración de una sola varilla se calcula mediante las siguientes fórmulas: a) Varilla de 5/8” x 8’, S < 8’, D = 0.625”: RB = 0.4190ñ (ohmios). b) Varilla de 3/4” x 10’, S < 10’, D = 0.75”: RB = 0.3373ñ (ohmios). Si el sistema de puesta a tierra de una subestación eléctrica tiene una resistencia a tierra baja, no garantiza que sea segura. Cuando la corriente de falla de fase a tierra entra a la tierra, causará que se presente potencial de paso a tierra elevados.

PROCEDIMIENTO DE DISEÑO. Con los potenciales de paso y de contacto tolerables por el cuerpo humano, se puede iniciar el diseño y la construcción del sistema de puesta a tierra para una subestación eléctrica, utilizando el siguiente procedimiento paso a paso: 1.- Investigación de las características del terreno, la resistividad eléctrica. 2.- Calcular la máxima corriente de falla de fase a tierra. 3.- Diseño preliminar del sistema de puesta a tierra. 4.- Calculo de la resistencia a tierra del sistema de puesta a tierra. 5.- Calculo del máximo potencial de malla. 6.- Calculo de los potenciales de paso en la periferia.


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7.- Calculo de las tensiones de paso y de contacto en el sistema de puesta a tierra. 8.- Investigación de los potencial de transferencia y puntos especiales de Peligro. 9.- Corrección o afirmación del diseño preliminar. 10.- Construcción del sistema de puesta a tierra. 11.- Medición en campo de la resistencia a tierra del sistema de puesta a tierra. EFECTO DE LA RESISTIVIDAD DEL SUELO. La investigación del lugar donde se va a instalar una subestación eléctrica es de suma importancia para la determinación de la composición del suelo, en la siguiente tabla se indica los valores de resistividad que se pueden obtener de un terreno homogéneo. Tipo de terreno Resistividad en ohms-metro Suelo orgánico mojado

10

Suelo húmedo

100

Suelo seco

1000

Cama de roca

10 000

METODOS DE MEDICION DE RESISTIVIDAD DEL TERRENO. 1.- Método de Wenner o de los cuatro puntos. 2.- Método de Schlumburger-Palmer. MÉTODO DE 4 PUNTOS. EL DOCTOR FRANK WENNER.


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MÉTODO DE SCHULUMBERGER-PALMER.

SUBSISTEMAS DE PUESTA A TIERRA. Para propósitos de seguridad, los sistemas electrónicos deberán ser puestos a tierra, directamente conectados con la tierra y la puesta a tierra del equipo como es requerida por la Normatividad Vigente. Sistema de tierra de referencia para altas frecuencias típicamente instalada de acuerdo a las instrucciones del fabricante. Subsistema de protección contra descargas atmosféricas. Diseñado e instalado de acuerdo a la NFPA 780-2000 De acuerdo con la Normatividad Vigente Subsistema de puesta a tierra de protección de circuitos de señalización de telecomunicaciones y transmisión de datos. Equipo instalado de acuerdo a las instrucciones del fabricante. Instalado conforme a la Normatividad Vigente. Hay que hacer notar que estos subsistemas para propósitos de una descarga o de fuego, se deberán interconectar a un solo sistema de electrodos de puesta a tierra como lo indica la normatividad vigente, NEC, NFPA 7802000. NEC 2005. El título del artículo 250 cambió: ROP-5-37. Gounding and Bonding. Unión y puesta a tierra. ROP 5-93 250.30 sistemas derivados separados de corriente alterna. Conductor del electrodo de puesta a tierra, sistemas derivados separados múltiples. Cuando más de un sistema derivado separado se conecte a un conductor del electrodo de puesta a tierra común: a) tamaño nominal del conductor del electrodo de puesta a tierra.


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El conductor del electrodo de puesta a tierra no deberá ser menor al tamaño nominal no.3/0 de cobre y de 250 kcm de aluminio. ROP 5-140 250.54 electrodos de puesta a tierra suplementarios. Se permite que los electrodos de puesta a tierra suplementarios se conecten a los conductores de puesta a tierra del equipo especificados en 250.118 y no se requiere que cumplan con los requerimientos de unión de 250.50 y 250.53 (c) o los requerimientos del valor de la resistencia de 250.56, pero la tierra no deberá ser utilizada como una trayectoria efectiva para la corriente de falla a tierra como se especifica en 250.4 (a) (5) y 250.4 (b) (4). ROP 5-1 5-219 250.119 identificación de los conductores de puesta a tierra. Los conductores con aislamiento de color verde o verde con una o mas franjas amarillas, o identificados como lo permite esta sección deberán utilizarse solamente como conductor de puesta a tierra. ROP 5-229 250.122 tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra del equipo. (d) circuitos de motores el tamaño nominal del conductor de puesta a tierra no deberá ser menor que el que se determine utilizando la tabla 250.122 basado en el 125% de la corriente a plena carga del motor de acuerdo a 430.6(a) (1). 3.3. DIAGRAMAS UNIFILARES. Son una representación grafica real de un sistema, en donde se identifican todos y cada uno de los elementos y dispositivos que conforman un sistema eléctrico.


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3.3.1. SIMBOLOGÍA.


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3.3.2. DIFERENTES TIPOS DE SUBESTACIONES. - Elevadoras. - Maniobra o enlace entre las líneas de transmisión y subtransmisión, relación de transformación 1: 1. - Reductoras o de distribución.


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4. PRUEBAS DE RUTINA A TRANSFORMADORES. 4.1. PRUEBAS DE POLARIDAD Y RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. PRUEBA DE POLARIDAD. Los transformadores monofásicos o bien polifásicos, tienen marcadas todas las terminales con un sistema patrón de inscripción que designa la polaridad del transformador. La marca de polaridad del transformador designa las direcciones relativas instantáneas de la corriente en las terminales del transformador. Para la alta tensión con la letra H y para la baja tensión con la letra X, cada una con un subíndice adecuado 1, 2, 3, 4, dependiendo del número de terminales PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. La prueba de relación de transformación (TTR) tiene como finalidad, detectar el desbalance de la tensión de salida del transformador, así como los devanados en corto circuito o abiertos. Esta prueba se realiza con un equipo TTR. 4.2. PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE. La prueba de rigidez dieléctrica cuantifica la tensión de ruptura en Kv del aceite, la cual se ve afectada por humedad, impurezas o partículas metálicas en el aceite. 4.3. PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. La prueba de resistencia de aislamiento “MEGGER” tiene como finalidad verificar que el núcleo y el secundario no tengan contacto entre si o contra tierra, entre bobinas o entre bobinas y tierra. En esta prueba también se verifican las condiciones de los aislamientos y las condiciones preliminares de las boquillas (“BUSHING”) del transformador. 4.4. PRUEBAS AL SISTEMA DE TIERRA. La red de tierras se establece mediante varillas metálicas directamente enterradas al suelo, con la finalidad de fijar una trayectoria de baja impedancia entre el neutro y el sistema eléctrico del suelo. 4.5. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES. TIPOS DE MANTENIMIENTO: - Mantenimiento correctivo. - Mantenimiento preventivo. - Mantenimiento predictivo.


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MANTENIMIENTO CORRECTIVO. Es el más antiguo, permite operar el equipo hasta que este falle ocurra antes de su reparación o sustitución. Requiere poca planeación y control, el trabajo es realizado generalmente en emergencias. Resulta ineficiente y ocasiona cortes en el servicio que se presta al cliente. MANTENIMIENTO PREVENTIVO. Tiene la finalidad de impedir o evitar que el equipo falle durante su periodo de vida útil y la técnica de su aplicación se apoya en experiencias de operación que determinan que el equipo después de pasar su puesta en servicio reduce las posibilidades de falla. MANTENIMIENTO PREDICTIVO. Tiene como finalidad el combinar las ventajas de los dos mantenimientos anteriores, para lograr el máximo tiempo de operación del equipo. Se aplican las técnicas de revisión y pruebas mas avanzadas, requiere de controles rigurosos de planeación y ejecución. PRUEBAS ELÉCTRICAS. Las pruebas eléctricas, son las que determinan las condiciones en que se encuentra el equipo eléctrico para determinar su operatividad. Son la base para verificar y apoyar los criterios de aceptación o para analizar los efectos cuando sucedan cambios o variaciones con respecto a los valores de referencia o cuando se tenga alguna duda con la condición operativa del equipo. PRUEBAS DE CAMPO. Se efectúan a los equipos que se encuentran en operación y se clasifican: - Recepción y/o verificación. - Puesta en servicio. - Mantenimiento. PRUEBAS DE RECEPCIÓN O VERIFICACIÓN. Se realizan a todo el equipo nuevo ó reparado, considerando las condiciones de traslado, efectuando primeramente una inspección detallada de cada una de sus partes. PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO. Se realizan a cada uno de los equipos en campo después de haber sido: Instalados, ajustados, secados, etc., con la finalidad de verificar sus condiciones para decidir su entrada en operación. PRUEBAS DE MANTENIMIENTO. Se efectúan periódicamente conforme a programas y a criterios de mantenimiento elegidos y condiciones operativas del equipo.


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5. PROYECTO DE UNA SUBESTACIÓN. 5.1. ELABORACIÓN DE UN PROYECTO DE UNA SUBESTACIÓN. Para la elaboración de un proyecto de una subestación eléctrica se da un ejemplo de cómo se calculas una subestación eléctrica incluyendo las formulas necesarias para llevar a cabo dicho calculo. Capacidad de una subestación eléctrica. K = (C) (F. D) [1 + T. C]N F. U Donde: K = Capacidad de la subestación (KVA). C = Carga en (VA). F. D = Factor de Demanda. T. C = Taza de Crecimiento Económico (3.5 %). N = Numero de años de servicio. F. U = Factor de Utilización. Ejemplo: Para el siguiente proyecto se utilizo una subestación tipo poste la cual es alimentada por una tensión de distribución de 15 Kv. La cual alimentara un fraccionamiento con una carga total de 73 Kw. F. D = 0.035 F. U = 0.9 T. C = 3.5 N = 20 K

=

(81.11)

(0.35) 0.9

[1 + 0.035]20

=

62.76 KVA

73 X 103 = 81.11 KVA 0.9 Como no hay transformadores de 62.76 KVA se toma la capacidad inmediata superior. Para este caso es: 75 KVA. S

=

CÁLCULO DE CORRIENTE DEL TRANSFORMADOR. = Ip = KVA TRO √3 VLprim Is

=

KVA TRO √3 VLsec

APARTA RAYOS. Vf = VL = √3


PRIMARIO

=

15 KV √3

=

Y

SECUNDARIO

DEL

75 KVA √3 15 KV

=

2.886 Amp.

75 KVA √3 220 V

=

196.82 Amp.

8.66 KV

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Según la NOM se pide dejar un 125 % de tolerancia. Por lo tanto: Seleccionaremos un aparta rayos marca SIEMENS H415 A 12 KV. FUSIBLES. Is =

S √3 TL

=

81.11 KVA = √3 18 KV

3.12 Amp.

Tolerancia de 200 % según la NOM Art. 450 – 3. (3.12) x (2) = 6.24 fusible comercial: 6 Amp. FACTORES FUNDAMENTALES EN EL DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN. CARGA INSTALADA. Es la suma de las potencias nominales de las maquinas y aparatos que consumen energía eléctrica conectadas a un circuito o sistema. FACTOR DE CARGA. Es la relación que hay entre la potencia promedio y la demanda pico. DEMANDA. Se define como la energía necesaria para poner a funcionar una fabrica o un local comercial, y es una parte de la potencia instalada o carga total que se esta utilizando en un tiempo determinado. FACTOR DE DEMANDA. Es la relación que existe entre la demanda máxima y la carga instalada registrada en un periodo de tiempo analizado. DEMENDA MÁXIMA. Se determina sumando las cargas de los circuitos derivados afectados por los factores de demanda y se registran en el medidor instalado por la compañía suministradora y representa la energía máxima consumida en lapso de tiempo en 1 hora pico. FACTOR DE DIVERSIDAD. En un conjunto de equipos eléctricos con el que se requiere realizar un trabajo o una operación, no siempre no siempre es necesario que este funcionando todo habrá algún instante en que alguna maquina o parte de ella se encuentre sin operar, o que no este trabajando al 100 %; a este porcentaje se le conoce como factor de diversidad. FACTOR DE UTILIZACIÓN. Siguiendo con el ejemplo, una maquina en particular de este conjunto de equipos eléctricos, no esta utilizando toda su capacidad sino una parte de ella, es decir, no esta utilizando la corriente de placa del motor sino una menos dependiendo de trabajo, a este se le llama factor de utilización.


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MATERÍAL Y EQUIPO A UTILIZARSE


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1. 2. 3. 4. 5.

MEDIDOR DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO MEGGER. MEDIDOR DIGITAL DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA. MEDIDOR DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE. MEDIDOR DEL SISTEMA DE TIERRA (TERRÓMETRO).


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PRESENTACIÓN DEL MATERÍAL


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1. MEDIDOR DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO (DIGITAL).

DIT-13550

DIT-13551

2. MEDIDOR DIGITAL DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN (DTR).


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3. MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA.

4. MEDIDOR DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE.


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5. MEDIDOR DEL SISTEMA DE TIERRA (TERRÓMETRO).


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ELEMENTOS INTRODUCTORIOS DEL MATERÍAL


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1. MEDIDOR DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO (DIGITAL). El DIT-13551 (DIT-13550) es un instrumento indicado LCD para la medición de continuidad de prueba del aislamiento (MΩ) y (Ω) y tensión de CA cuenta con una indicación (roja) de LED al probar el aislamiento y la continuidad. Para uso de una eficacia alta cuenta con un convertidor exacto de DC-DC. Es el más conveniente para la medición de la resistencia del aislamiento de los aparatos electrodomésticos, de las líneas de energía de distribución y de las instalaciones eléctricas. Dimensiones. 163 mm(L) x 100mm(W) x 52mm(D). Display. Presentación de cristal líquido de efecto de campo 3 – ½ con lectura máxima de 1999.

2. MEDIDOR DIGITAL DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN MODELO DTR 8500. El DTR Modelo 8500 AEMC Instruments es un medidor de razón de transformador digital portátil diseñado para la medición en terreno de transformadores de potencia, de voltaje y de corriente. Al ser conectado a un transformador no energizado, El DTR Modelo 8500 mide con exactitud la razón de espiras primarias a secundarias, mostrando simultáneamente la polaridad y la corriente de excitación. El DTR es totalmente automático y utiliza un método de prueba según ANSI/IEEE. No requiere calibración, selección de rango uso de manivela o balanceo tedioso por parte del usuario. En cada medición el DTR se auto calibra automáticamente y revisa si hay espiras/conexiones/desconectadotes abiertos, cortocircuitos (exceso de corriente de excitación), cables de prueba mal colocados y polaridad invertida. Las mediciones se presentan en forma rápida y exacta. El DTR Modelo 8500 a sido diseñado teniendo en mente la seguridad del operador. Las pruebas se efectúan a bajo voltaje y, no como otros medidores de razón, se utiliza una excitación escalonada decreciente. Este método, junto con un circuito integral de protección contra inversión H/X, protege de la generación de voltajes de prueba peligrosos normalmente asociados con los instrumentos de medición de razón de transformador. Un gran display LCD alfanumérico de doble línea con contraste e iluminación posterior ajustables garantizan una lectura diurna/nocturna. La alimentación es proporcionada por una batería integral Ni CD (incluida) o por la red de CA. Las baterías se cargan automáticamente durante la operación con la red de CA. Robusto y confiable, el DTR Modelo 8500 esta construido en una atractiva caja sellada de polipropileno estructural diseñada para soportar los rigores de su uso industrial y de servicios de terreno.


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Construido usando solo componentes eléctricos y mecánicos de la mas alta calidad, el DTR Modelo 8500 establece el diseño en un estándar avanzado, en ingeniería y en fabricación, proporcionando al usuario años de mediciones exactas y confiables.

3. MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA. Este medidor de potencia es un instrumento de medición excepcional. El medidor de potencia cubre casi todas las necesidades del usuario. La necesidad de controlar y minimizar las emisiones por parte de ingenieros y personal de servicio técnico hace preciso un aparato de control que sea capaz de analizar mediciones de tensión, corriente y potencia. Este medidor de potencia ha sido especialmente concebido para esta tarea. Sus circuitos de conmutación internos corresponden a la técnica actual y garantizan un preciso y rápido análisis de los factores de potencia, con lo que hacen posible la eliminación de posibles problemas. El compacto medidor de potencia GPM-60 con representación en histograma gráfico de 0,0 W a 4 KW / 0,0 a 15 A (con adaptador externo para pinzas de hasta 1000 A). Especialmente destacables son su gran pantalla gráfica con iluminación de fondo y su indicador de 5 posiciones.

4. MEDIDOR DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE MEGGER OTS60SX. MEGGER OTS60SX. Equipo semiautomático para pruebas de aceites 60 Kv. -

Unidad ligera y portátil para uso en obra. Operación sencilla y semiautomática. Adecuado para todo tipo de pruebas de ruptura dieléctrica de aceites hasta 60 kV. Temporizador automático de 1 minuto para facilitar las pruebas no disruptivas.

El OTS60SX de Megger® es un equipo ligero y semiautomático para pruebas de resistencia dieléctrica de aceites. El instrumento es adecuado para el uso en obra y puede funcionar con distintas alimentaciones eléctricas. La salida máxima de 60 kV permite realizar pruebas sobre aceites en una gran variedad de instalaciones eléctricas, incluyendo transformadores, disyuntores y otros equipos. La operación del equipo de pruebas es extremadamente simple y los resultados se visualizan con toda claridad en una pantalla LED. Existen varios recipientes que permiten configurar el instrumento según distintas normativas sobre pruebas.


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5. MEDIDOR DEL SISTEMA DE TIERRA (TERROMETRO). Los instrumentos cuentan con microprocesador controlado y ofrecen una exhibición retroiluminada grande, un zumbador inmediato de la respuesta y un sistema inteligente de la seguridad de Megger para la protección adicional. Para todos los modelos: 250V, 500V, tensiones de prueba de aislamiento de 1kV en 3 gamas. El modo seleccionable de la salida del circuito exhibe la medida del aislamiento como corriente de la salida en µA, continuidad de 200mA con poner a cero del plomo de prueba “ZAP”, el zumbador con los umbrales seleccionables para la continuidad de la respuesta de pruebas rápidas de la polaridad Medida del voltaje a 600V. Medida de la frecuencia (16Hz a 460Hz), Medida actual en kΩ (Autoranging) para mantener el equipo Facillity de la cerradura (kΩ y continuidad). La punta de entrada de prueba permite medidas adicionales tales como tensión en milivoltios, alta velocidad de las corrientes, temperatura, humedad y del viento que se hará usando la punta de prueba y una abrazadera conveniente a la salida.


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INSTRUCTIVO DE OPERACIÓN DEL MATERÍAL


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1. MEDIDOR DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO MEGGER. La operación inmediata es posible con un botón. Además, para la medición continua del MΩ uΩ, un contador de tiempo conveniente proporciona energía de manera automática apagándolo después de tres a cinco minutos para ahorrar la energía de la batería. Mega ohms. 20MΩ ± 1.5% rdg. ± 2dgt. 200MΩ ± 2.5% rdg. ± 2dgt. 2000MΩ ± 5.0% rdg. ± 3dgt. Tensión. 250V, 500V, 1000V DC ± 10%. Tensión CA. 0 - 750V ± 1.5% rdg. ± 2 dgt. Impedancia. 10 MΩ Continuidad. 0 - 20 Ω ± 2% rdg. ± 4 dgt (DIT-13551). 0 - 200 Ω ± 1.5% rdg. ± 9 dgt 0 - 2K Ω ± 1.5% rdg. ± 2 dgt (DIT-13551) Corriente de corto circuito de 3mA. Sonido del zumbador. De 20 / 200 / 2KΩ. 8 / 10 / 40 Ω (DIT-13550 / 10Ω). Tiempo. Corte de energía después de 5 minutos. Fuente de energía. 1.5 volts.


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2. MEDIDOR DIGITAL DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN MODELO DTR 8500. APLICACIONES. -

Transformadores de Potencia. Transformadores de Tensión. Transformadores de Corriente.


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3. MEDIDOR DE FACTOR DE POTENCIA. El medidor de potencia posee las siguientes características y hace posible estas mediciones de aplicaciones habituales: - Medición directa (1 fase) e indirecta (1 o 3 fases) con adaptador externo para mediciones de potencia: • Potencia efectiva (KW) • Potencia aparente (KVA) • Potencia reactiva (KVAR) • Factor de potencia (cos φ) • Integrador energía (KWH, KVAh, KVARh). - Medición como multímetro: • Valor efectivo real / Tensión. • Valor efectivo real / Corriente. • Frecuencia (en modo Tensión). • Resistencia. • Continuidad. -

Memoria de 8 puntos visible en pantalla. Modo de grabación - MIN (mínimo), MAX (máximo) y AVG (normal). Indicador de estado de la batería. Selección de rango automática y manual.

Especificaciones técnicas Medición en vatios (potencia de valor 0,0 W (VA)... 4 Kw. (Kva.); AC + DC: ± real) por medición directa. 1,5 % + 4 dgt. Medición en vatios (medición de valor 0,0 W (VA)... 4000 Kw. (Kva.); AC + DC: real AC - DC) por medio de adaptador ±1,5 % + 4 dgt. para pinzas. Factor de potencia (cos φ).

0,00... 1,00; ± 0,04.

Contador de Kwh.

80.000 Kwh. ± 1,5 % + 2 dgt.; 1 Kwh.

ACV.

4 / 40 / 400 / 600 V ± 0,5 % + 5 dgts; 1 mV.

ACAeff / rms.

Directo máx. 15 A externo con adaptador para pinzas máx. 1000 A ± 0,75 % + 5 dgts; 10 mA.

Ohmios.

400 Ω/4/40/400 kΩ/4 MΩ ± 0,5 % + 5 dgts; 0,1 Ω.

Tensión operativa.

3 acumuladores Ni CD de 2,4 V, componente de red de 9 V / 500 mA.


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Dimensiones.

88 x 33 x 178 mm.

Peso.

530 g

Utilización del medidor de potencia GPM-60 con pinza ampermétrica.

Medidor de potencia GPM-60 junto a la pinza ampermétrica GPM-61 opcional.

4. MEDIDOR DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE MEGGER OTS60SX. La operación del sistema de la prueba es extremadamente simple y los resultados se muestran en una exhibición de LED brillante. Una selección de recipientes permite que el instrumento sea configurado para una variedad de estándares de la prueba. El microprocesador controlado, operación semiautomática permite que el usuario seleccione una opción de las tarifas de la subida de la tensión según lo especificado en muchos estándares nacionales. La tecla de partida entonces iniciará la prueba. Si ocurre la ruptura del aceite el instrumento quitará la de la prueba y mostrará el valor de la ruptura. El usuario puede detenerse brevemente la tensión de la prueba en cualquier momento para realizar una prueba del withstand. La tensión será mantenida a este nivel hasta la ruptura. Después de un minuto la tensión continuará automáticamente levantándose hasta que la interrupción ocurra o a la salida máxima del instrumento. Un recinto del acero de hoja hace el cubre del compartimiento de alta tensión. Una pantalla de acoplamiento instrumento rugoso y seguro. Una ventana fuerte del poli carbonato permite a la ruptura del aceite ser vista y reduce emisiones electromagnéticas.


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5. MEDIDOR DEL SISTEMA DE TIERRA (TERROMETRO). Las pruebas se realizan activando un botón y con ayuda de una punta de prueba proveída SP1. Características adicionales BMM2080/2580: 50V, aislamiento de la baja tensión 100V, prueba 10000/20000/50000/100000 y gamas de 200000MΩ y medición de capacitancia “10 µF”.


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RECURSOS DE APOYO


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1. VÓLTMETRO. 2. AMPÉRMETRO. 3. OHÓMETRO. 4. MEDIDOR DE CONTINUIDAD ELÉCTRICA. 5. TERMÓMETRO PARA FLUÍDOS. 6. BANANAS CAÍMAN (ACCESORIO DE CONEXIÓN ELÉCTRICA). 7. CAIMANES (ACCESORIO DE CONEXIÓN ELÉCTRICA) 8. ACEITE DIELÉCTRICO PARA TRANSFORMADOR. 9. RECIPIENTE PARA CONTENER ACIETE DIEÉECTRICO (1LITRO). 10. TRANSFORMADOR DE POTENCIA. 11. MATERIAL DIDÁCTICO PARA REALIZAR ANOTACIONES: a) TABLA TAMAÑO CARTA. b) HOJAS BLANCAS TAMAÑO CARTA. c) BOLÍGRAFO. d) LÁPIZ. e) BORRADOR. f) CALCULADORA. 12. CÁMARA DE VIDEO O FOTOGRÁFICA (OPCIONAL). 13. EQUIPO DE SEGURIDAD: a) BOTAS DIELÉCTRICAS. b) GUANTES DIELÉCTRICOS (ALGODÓN POLUIRETANO, CARNAZA) c) GARRUCHA O PERTIGA. d) CASCO DIELECTRICO. e) LENTER PROTECTORES. f) TAPONES PARA OÍDOS. g) ROPA DE ALGODÓN.


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DESARROLLO DE INSTRUCCIONES DE PRÁCTICAS


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PRÁCTICA NÚMERO 1. IDENTIFICACIÓN DE PARTES Y EQUIPOS DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA. Antes de ingresar a una subestación eléctrica y realizar pruebas al cualquiera de los componentes de esta, se debe tener conocimiento de las partes y riesgos que se corren dentro del lugar así como de las medidas de seguridad que deben de tomarse. Realizar visita a una subestación eléctrica para identificar los componentes y equipos de la subestación eléctrica, y equipo de seguridad a utilizar en una subestación eléctrica; ya sea al visitar, operar o dar mantenimiento preventivo o correctivo a la subestación. IDENTIFICA EL TIPO DE SUBESTACIÓN QUE ESTÁS VISITANDO. De tensión. Elevadora. Reductora. De maniobra o enlace. Mixtas. Rectificadora. Compacta tipo intemperie. Compacta tipo interior. Tipo exterior. Blindada. INDICA LOS ELEMENTOS QUE CONSTITUTIVOS DE LA SUBESTACIÓN QUE VISITAS QUE HAS IDENTIFICADO. Mufas de llegada. Cuchillas desconectadotas de operación sin carga. Cuchillas desconectadotas de operación con carga. Interruptor fusible. Fusible. Apartarrayos. Red de tierras. Banco de baterías. Tableros de distribución. Equipos de medición. Transformador de potencia. Instrumentos indicadores del transformador de potencia. Buses. Dispositivos de control y protección (como elementos secundarios). INDICA LAS CARACTERÍSTICAS DEL TRANSFORMADORES QUE IDENTIFICAS ELÉCTRICA VISITADA. Acorazados. De columnas. OA. OA/FA1. OA/FA/FOA.


TRANSFORMADOR O EN LA SUBESTACIÓN

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OW. FOW AA. Monofásicos. Trifásicos. Interior. Intemperie. De potencia. De distribución. Elevadores. Reductores. De instrumento. De tierras. Reguladores. Con tanque conservador. Sin tanque conservador. Estrella-estrella. Estrella-estrella-delta. Delta-delta. Zig - zag. Estrella-delta. INDICA LOS ACCESORIOS Y COMPONENTES QUE IDENTIFICAS EN LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA QUE VISITAS. Tanque conservador. Indicador de nivel de aceite. Relevador buchholz. Válvula de sobre presión. Indicador de temperatura del aceite. Indicador de temperatura del devanado. Radiadores. Ventiladores. Pintura. Cambiador de derivaciones. Boquillas. Sistema de preservación de aceite. Bombas e indicadores de flujo. INDICA EL TIPO O TIPOS Y CARACTERÍSTICAS DE INTERRUPTORES DE POTENCIA QUE ENCONTRASTE EN LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA VISITADA. Cámara de ruptura de soplado longitudinal. Cámara de ruptura de soplado transversal. Cámara de ruptura de soplado transversal. En aceite. Gran volumen de aceite. Pequeño volumen de aceite. Hexafloruro de azufre (sf6). Vacío. Soplo de aire.


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Accionamiento mmecánico (por resortes). Accionamiento por aire (neumático). Accionamiento por aceite (hidráulico). Accionamiento magnético (bobinas). Alta tensión. Media tensión. Interruptor de tanque vivo. Interruptor de tanque muerto. MENSIONA EL EQUIPO DE SEGURIDAD QUE SE DEBE UTILIZAR AL INGRESAR A UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE VISITA, A OPERAR O DAR MANTENIMIENTO PREVENTIVO O CORRECTIVO. . . . . . . . . . . .

OBSERVACIONES.


. . . . .

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PRÁCTICA NÚMERO 2. INSPECCIÓN VISUAL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA. Antes de realizar las pruebas al transformador, es necesario realizar una inspección visual a este para verificar las condiciones en que se encuentra. Acudir al lugar donde se encuentre un transformador de potencia o distribución para realizar la práctica y que además se encuentre en operación. Es necesario observar detenidamente el transformador o transformadores para determinar las condiciones de operación del mismo transformador. EQUIPO DE SEGURIDAD QUE DEBES UTILIZA PARA REALIZAR ESTA INSPECCION. - Casco dieléctrico. - Lentes de protección. - Ropa de algodón. - Botas dieléctricas. - Tapones para oídos (opcional). Se deben usar si en el ambiente hay mico ruido. - Las manos deben estar sin anillos ni reloj. MATERIAL Y EQUIPO DE PRUEBA. - Tabla tamaño carta. - Hojas blancas tamaño carta. - Bolígrafo. - Borrador. - Lápiz. - Cámara de video o fotográfica (opcional). -

Estado de la pintura: Existe oxidación.

-

Estado del cambiador de derivaciones sin carga (“taps”):

-

Se encuentra en buen estado.

Se encuentra quebrado. Se encuentra barrido. Estado de las boquillas de alta tensión: No tenga fugas de aceite. No tenga marca de flameo o fractura. Estado de las boquillas de baja tensión: No tenga fugas de aceite. No tenga marca de flameo o fractura.

-

Estado del nivel de aceite: Alto.

Bajo.

-

Temperatura del transformador: Actual.

Anterior.

-

Detectar fugas de aceite: Si.

No.

-

Estado de la válvula de drenaje:


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Tiene fugas.

Se encuentra rota.

Registra el tipo de transformador que utilizaste para desarrollar la práctica y nota el lugar donde se encuentra el transformador (potencia en kva, monofásico o trifasico, de potencia o distribución, tensión en primario y secundario): . . . . . .

OBSERVACIONES.


. . . .

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PRÁCTICA NÚMERO 3. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. La prueba de resistencia de aislamiento, tiene como finalidad verificar que el núcleo y el secundario no tengan contacto entre si o contra tierra, entre bobinas o entre bobinas y tierra. En esta prueba también se verifican las condiciones de los aislamientos y las condiciones preliminares de las boquillas (“bushing”) del transformador. EQUIPO DE SEGURIDAD QUE DEBES UTILIZA PARA REALIZAR ESTA PRUEBA. - Casco dieléctrico. - Lentes de protección. - Ropa de algodón. - Botas dieléctricas. - Tapones para oídos (opcional). Se deben usar si en el ambiente hay mico ruido. - Las manos deben estar sin anillos ni reloj. MATERIAL Y EQUIPO DE PRUEBA. - Vóltmetro. - Ampérmetro. - Óhmetro. - Calculadora. - Bananas caimán (accesorio de conexión eléctrica). - Caimanes (accesorio de conexión eléctrica). - Transformador de potencia. - Tabla tamaño carta. - Hojas blancas tamaño carta. - Bolígrafo. - Borrador. - Cámara de video o fotográfica (opcional). - Medidor de continuidad eléctrica. - Medidor de resistencia de aislamiento megger. PUNTAS DEL EQUIPO MEGGER: - Punta de prueba negativo. - Punta de prueba positivo. ABREVIACIONES QUE SE UTILIZARAN DURANTE ESTA PRUEBA: - A. T. = Alta Tension. - B. T. = Baja Tension. - vs = Contra. - T = Tierra. - + = Mas. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. 1. Medir la temperatura del aceite de introduciendo un termómetro por la válvula de llenado.


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2. Registrar la lectura del megger en los siguientes tiempos: 10 segundos, 20 segundos, 30 segundos, 40 segundos, 50 segundos, 1 minuto, 2 minutos, 3 minutos, 4 minutos, 5 minutos, 6 minutos, 7 minutos, 8 minutos, 9 minutos, 10 minutos, para las siguientes conexiones: -

A. T. vs B. T. A. T. vs B. T. + T. B. T. vs A. T. + T.

3. Calcula el índice de polarización para cada una de las conexiones (A. T. vs B. T., A. T. vs B. T. + T., B. T. vs A. T. + T.) con los valores obtenidos en las mediciones anteriores, utilizando la siguiente relación: Lectura del megger a los 10 minutos. Lectura del megger a 1 minuto.

Los valores mínimos aceptables para el índice de polarización son: Aislamiento Valor Clase A 1.5 Clase B 2.0 Clase C 2.0 Nota: un valor menor indica que existen problemas con el aislamiento, tales como humedad, suciedad o fractura de aislamiento. 4. Calcula el índice de absorción para cada una de las conexiones (A. T. vs B. T., A. T. vs B. T. + T., B. T. vs A. T. + T.) con los valores obtenidos en las mediciones anteriores, utilizando la siguiente relación: Lectura del megger a 1 minuto . Lectura del megger a los 30 segundos. El resultado debe ser mayor a 1.15, ya que un valor menor indica que existen problemas con el aislamiento, tales como humedad, suciedad o fractura del aislamiento. 5. Utiliza la siguiente formula para obtener la lectura del megger a 20 °C Megger a 20 °C = Lectura del megger a 1 minuto x FCT. Donde: FCT = Factor de Corrección por Temperatura el cual puedes obtener de la tabla del factor de corrección. TABLA DEL FACTOR DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA. Temperatura °C 0 1 2


Factor de Corrección 0.25 0.27 0.29

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3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50


0.31 0.34 0.36 0.39 0.42 0.44 0.47 0.50 0.54 0.58 0.63 0.67 0.71 0.77 0.83 0.88 0.94 1.00 1.08 1.16 1.24 1.32 1.40 1.52 1.63 1.75 1.86 1.98 2.14 2.31 2.47 2.64 2.80 3.03 3.26 3.49 3.72 3.95 4.28 4.61 4.94 5.27 5.60 6.05 6.50 6.95 7.40 7.85

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51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75

8.52 9.19 9.86 10.53 11.20 12.13 13.06 13.99 14.92 15.85 17.16 18.47 19.78 21.09 22.40 24.27 26.14 28.01 29.88 31.75 34.34 36.93 39.52 42.11 44.70

6. Utiliza la siguiente formula para obtener la lectura del megger a 75 °C. megger a 75 °C. = megger a 20 °C FCT a 75 °C Donde: FCT = Factor de Corrección por Temperatura, la cual puedes obtener de la tabla de factor de corrección. Nota. Para que la prueba del megger a 75 °C sea satisfactoria, debes obtener como mínimo 1 mega Homs por el voltaje de entrada en Kv. 7. Para que la prueba de resistencia de aislamiento sea satisfactoria, debe cumplirse lo siguiente. a) El índice de polarización debe ser mayor o igual a los siguientes valores, dependiendo del tipo de aislamiento: Aislamiento Clase A Clase B Clase C

Valor 1.5 2.0 2.0

b) El índice de absorción debe ser mayor a 1.15.


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c) El megger 75 °C debe tener un valor mínimo de 1 mega Homs por el voltaje de entrada en Kv. REPORTE DE LECTURAS OBTENIDAS.

OBSERVACIONES.


. . . . . .

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PRÁCTICA NÚMERO 4. PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. La prueba de relación de transformación tiene como finalidad, detectar el desbalance del voltaje de salida en el transformador, así como devanados en corto circuito o abiertos. Esta prueba se realiza con un equipo TTR O DTR. EQUIPO DE SEGURIDAD QUE DEBES UTILIZA PARA REALIZAR ESTA PRUEBA. - Casco dieléctrico. - Lentes de protección. - Ropa de algodón. - Botas dieléctricas. - Tapones para oídos (opcional). Se deben usar si en el ambiente hay mico ruido. - Las manos deben estar sin anillos ni reloj. MATERIAL Y EQUIPO DE PRUEBA. - Vóltmetro. - Ampérmetro. - Óhmetro. - Calculadora. - Bananas caimán (accesorio de conexión eléctrica). - Caimanes (accesorio de conexión eléctrica). - Transformador de potencia. - Tabla tamaño carta. - Hojas blancas tamaño carta. - Bolígrafo. - Borrador. - Lápiz. - Cámara de video o fotográfica (opcional). - Medidor de continuidad eléctrica. - Medidor digital de relación de transformación modelo DTR 8500. PUNTAS DEL EQUIPO: - Terminal secundaria caimán rojo. - Terminal secundaria caimán negro. - Terminal de excitación prensa negra. - Terminal de excitación prensa roja. ABREVIACIONES QUE SE UTILIZARÁN DURANTE ESTA PRUEBA: - A. T. = Alta Tensión. - B. T. = Baja Tensión. DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. 1. Debes obtener los datos del voltaje de alta tensión y baja tensión que se encuentran en la placa del transformador.


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2. Calcular la relación teórica, los limites mínimo y máximo, utilizando las siguientes formulas: Relación Teórica = Voltaje A. T. Voltaje B. T. El límite mínimo es 0.05 % menos de la relación teórica: Limite mínimo = Relación teórica x 0.995. El límite máximo es 0.05 % más de la relación teórica: Limite máximo = Relación teórica x 1.005. Nota:

En los resultados siempre debes de considerar hasta tres decimales.

3. Posiciona el equipo con la relación teórica que se obtuvo 4. Conectar el equipo al transformador para probar la fase A, B y C. CONEXIÓN PARA LA FASE A Terminal del equipo Boquilla Secundaria caimán negro H3 Secundaria caimán rojo H1 Excitación prensa negra X0 Excitación prensa roja X1 5. Conectar el equipo al transformador para probar la fase A, B y C. CONEXIÓN PARA LA FASE B Terminal del equipo Boquilla Secundaria caimán negro H1 Secundaria caimán rojo H2 Excitación prensa negra X0 Excitación prensa roja X2 6. Conectar el equipo al transformador para probar la fase A, B y C. CONEXIÓN PARA LA FASE C Terminal del equipo Boquilla Secundaria caimán negro H2 Secundaria caimán rojo H3 Excitación prensa negra X0 Excitación prensa roja X3 7. Debes obtener la lectura del equipo verificando el voltaje que el excitación tenga 8 volts, que exista corriente de excitación y que la aguja del detector de nulo llegue al centro moviendo los selectores del equipo. Esto se debe realizar tanto para la fase A, fase B y fase C. 8. Si el transformador cuenta con el selector de “taps” debes repetir la prueba del equipo para cada una de las posiciones del selector de “taps”.


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9. Si la lectura que obtuviste para todas las fases esta dentro de los limites mínimo y máximo, entonces la prueba del equipo es satisfactoria. REPORTE DE LAS LECTURA OBTENIDAS.

OBSERVACIONES.


. . . . . .

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PRÁCTICA NÚMERO 5. PRUEBA DEL FACTOR DE POTENCIA. La prueba preliminar del factor de potencia, tiene como finalidad verificar la degradación, contaminación, envejecimiento y humedad de los aislamientos de los devanados y boquillas (“bushing”). Por seguridad se recomienda que esta prueba la realicen dos personas. EQUIPO DE SEGURIDAD QUE DEBES UTILIZA PARA REALIZAR ESTA PRUEBA. - Casco dieléctrico. - Lentes de protección. - Ropa de algodón. - Botas dieléctricas. - Tapones para oídos (opcional). Se deben usar si en el ambiente hay mico ruido. - Las manos deben estar sin anillos ni reloj. MATERIAL Y EQUIPO DE PRUEBA. - Vóltmetro. - Ampérmetro. - Óhmetro. - Calculadora. - Bananas caimán (accesorio de conexión eléctrica). - Caimanes (accesorio de conexión eléctrica). - Transformador de potencia. - Tabla tamaño carta. - Hojas blancas tamaño carta. - Bolígrafo. - Borrador. - Lápiz. - Cámara de video o fotográfica (opcional). - Medidor de continuidad eléctrica. - Medidor de factor de potencia. PUNTAS DEL EQUIPO DE MEDICION DEL FACTOR DE POTENCIA. - Punta de alto voltaje. - Punta de bajo voltaje. - Punta de tierra. - Swiches de protección. ABREVIACIONES QUE SE UTILIZARÁN PARA ESTA PRUEBA. - A. T. = Alta Tensión. - B. T. = Baja Tensión. - Vs = Contra. - T = Tierra. - + = Mas. - mVA = milivolts Amper. - mVA_D = Lectura directa de milivolts Amper. - mVA_I = Lectura inversa de milivolts amper. - mW = miliwatts.


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-

mW_D = Lectura directa de miliwatts. mW_I = Lectura inversa de miliwatts. % F. P. A 20 °C = Factor de Potencia a 20 °C. K = Escala del equipo.

PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA DEL FACTOR DE POTENCIA. 1. debes medir la temperatura del aceite introduciendo un termómetro por la válvula de llenado. 2. -

Debes realizar las siguientes mediciones: milivollts amper de directa. milivolts amper de inversa. miliwatts amper de directa. miliwatts amper de inversa.

3. Calcular los milivolts Amper (mVA)con los valores obtenidos en las mediciones anteriores, utilizando la siguiente formula: mVA = (mVA_D + mVA_I) x K 2 Donde: - mVA_D = Lectura directa de milivolts Amper. - mVA_I = Lectura inversa de milivolts Amper. - K = Escala del equipo. 4. Calcula los miliwatts (mW) con los valores obtenidos en las mediciones anteriores, utilizando la siguiente formula: mW = (mW_D + mW_I) x K 2 Donde: - mW_D = Lectura directa de miliwatts. - mW_I = Lectura inversa de miliwatts. - K = Escala del equipo. 5. Utiliza la siguiente formula para obtener el factor de potencia con los valores calculados en los pasos 3 y 4. % F. P. = mW x 100 mVA 6. Utiliza la siguiente formula para obtener el factor de potencia a 20 °C. % F. P. a 20 °C = % F. P. x FCT. Donde: FCT = Factor de Corrección por Temperatura, el cual puedes obtener de la tabla del factor de corrección. Nota:

Para que la prueba del factor de potencia sea satisfactoria el valor del % F. P. a 20 °C debe ser menor a 2.


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TABLA DEL FACTOR DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA. Temperatura °C Factor de Corrección 0 1.56 1 1.54 2 1.52 3 1.50 4 1.48 5 1.46 6 1.45 7 1.44 8 1.43 9 1.41 10 1.38 11 1.35 12 1.31 13 1.27 14 1.24 15 1.20 16 1.16 17 1.12 18 1.08 19 1.04 20 1.00 21 0.96 22 0.91 23 0.87 24 0.83 25 0.79 26 0.76 27 0.73 28 0.70 29 0.67 30 0.63 31 0.60 32 0.58 33 0.56 34 0.53 35 0.51 36 0.49 37 0.47 38 0.45 39 0.44 40 0.42 41 0.40 42 0.38 43 0.37 44 0.36 GILBERTO GONZÁLEZ ORTIZ

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45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80

OBSERVACIONES.


0.34 0.33 0.31 0.30 0.29 0.28 0.27 0.26 0.24 0.23 0.22 0.21 0.20 0.19 0.18 0.17 0.17 0.16 0.16 0.15 0.15 0.14 0.14 0.13 0.13 0.12 0.12 0.12 0.11 0.11 0.10 0.10 0.09 0.09 0.09 0.09

. . . . . .

142


PRÁCTICA NÚMERO 6. PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE. La prueba de rigidez dieléctrica del aceite cuantifica la tensión de ruptura en Kv del aceite, la cual se ve afectada por humedad, impurezas y participas metálicas en el aceite. EQUIPO DE SEGURIDAD QUE DEBES UTILIZA PARA REALIZAR ESTA PRUEBA. - Casco dieléctrico. - Lentes de protección. - Ropa de algodón. - Botas dieléctricas. - Tapones para oídos (opcional). Se deben usar si en el ambiente hay mico ruido. - Las manos deben estar sin anillos ni reloj. MATERIAL Y EQUIPO DE PRUEBA. - Vóltmetro. - Ampérmetro. - Óhmetro. - Calculadora. - Bananas caimán (accesorio de conexión eléctrica). - Caimanes (accesorio de conexión eléctrica). - Transformador de potencia. - Tabla tamaño carta. - Hojas blancas tamaño carta. - Bolígrafo. - Borrador. - Lápiz. - Cámara de video o fotográfica (opcional). - Medidor de continuidad eléctrica. - Medidor de rigidez dieléctrica del aceite megger ots60sx. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA. 1. Verificar el nivel de aceite, si esta BAJO agrega el aceite necesario. 2. En un recipiente deja drenar un poco de aceite para eliminar las impurezas. 3. En todo momento se debe evitar contaminar el depósito de la copa, por lo que no debes introducir los dedos de la mano o cualquier otro objeto al depósito. 4. Debes obtener una muestra de aceite en la copa. 5. Coloca la copa en el equipo de prueba y espera 3 minutos para que repose el aceite.


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6. Realiza 3 lecturas dejando reposar el aceite durante 1 minuto en cada lectura. Registra los valores obtenidos y promédialos. 7. Verifica el valor promedio con el valor mínimo recomendado: -

26 Kv promedio para aceites usados. 30 Kv promedio para aceites nuevos.

Si el valor promedio es igual o mayor al recomendado, el aceite se encuentra en buenas condiciones. 8. Si el valor promedio se encuentra por debajo del valor mínimo recomendado (26 Kv o 30 Kv), se procederá a filtrar el aceite con un equipo purificador del aceite. 9. Instalar el equipo purificador del aceite colocando la manguera de expulsión en la válvula de llenado del transformador de potencia y la manguera de succión en la válvula inferior del transformador de potencia. 10. Se debe accionar el equipo purificador el tiempo necesario para filtrar todo el aceite. El tiempo depende de la capacidad del equipo purificador y de la cantidad de litros de aceite del transformador de potencia. 11. El proceso de filtrado tiene como finalidad eliminar las impurezas del aceite, por lo que se debe repetir nuevamente la prueba de rigidez dieléctrica siguiendo los pasos 2, 3, 4, 5, 6 y 7. Si el valor promedio continua por debajo de valor mínimo recomendado (26 Kv o 30 Kv), será necesario cambiar el aceite.

OBSERVACIONES.


. . . . . .

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PRÁCTICA NÚMERO 7. PRUEBAS AL SISTEMA DE TIERRA. La red de tierra se establece mediante varillas metálicas directamente enterradas al suelo, con la finalidad de fijar una trayectoria de baja impedancia entre el neutro del sistema eléctrico y el suelo. EQUIPO DE SEGURIDAD QUE DEBES UTILIZA PARA REALIZAR ESTA PRUEBA. - Casco dieléctrico. - Lentes de protección. - Ropa de algodón. - Botas dieléctricas. - Tapones para oídos (opcional). Se deben usar si en el ambiente hay mico ruido. - Las manos deben estar sin anillos ni reloj. MATERIAL Y EQUIPO DE PRUEBA. - Vóltmetro. - Ampérmetro. - Óhmetro. - Calculadora. - Bananas caimán (accesorio de conexión eléctrica). - Caimanes (accesorio de conexión eléctrica). - Transformador de potencia. - Tabla tamaño carta. - Hojas blancas tamaño carta. - Bolígrafo. - Borrador. - Lápiz. - Cámara de video o fotográfica (opcional). - Medidor de continuidad eléctrica. - Medidor del sistema de tierra (terrómetro). PARA VERIFICAR LA RESISTENCIA DE LA RED DE TIERRA, DEBE REALIZARSE LO SIGUIENTE: Medir la resistencia de la red de tierra con el Medidor del sistema de tierra (terrómetro). E interpretar resultados. Nota: Las varillas deben quedar clavadas a una profundidad de 30 cm.

OBSERVACIONES.


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OBSERVACIONES. El desarrollo de la estructura y procedimiento de las prácticas de subestaciones eléctricas se lleva a cabo en base a la experiencia práctica y conocimientos teóricos de diferentes personas y compañías dedicadas al trabajo de mantenimiento y servicio de subestaciones eléctricas, tal es el caso de la SERVELEC E INGENIERIA MAPV, compañías dedicadas al trabajo de mantenimiento y servicio de subestaciones eléctricas y sistemas eléctricos. Así mismo, se obtiene apoyo de programas didácticos computacionales de subestaciones eléctricas como los es la UNIDAD DE COMPETENCIA: MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS PARTE 1, DIRECCIÓN GENERAL DE EDUCACIÓN TECNOLÓGICA INDUSTRÍAL. En donde se pueden encontrar desarrollos y procedimientos para pruebas eléctricas a transformadores. Las pruebas y prácticas que se presentan en la guía de prácticas de subestaciones eléctricas no se han realizado por falta de equipo de prueba. Sin embargo, se presentan algunos equipos de prueba competentes para realizar las prácticas ya desarrolladas en el apartado que lleva el nombre: presentación del material. Estos equipos pueden ser utilizados para realizar las pruebas que se mencionan en cada una de la practicas, sin dejar de señalar que no son precisamente los únicos equipos que se deben utilizar, existe la opción de elegir el equipo que mejor se adapte a la prueba y al operador del equipo, pudiendo ser estos de diferente marca, modelo y capacidad.


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LISTA DE COTEJO. PRÁCTICA NÚMERO 1. IDENTIFICACIÓN DE PARTES Y EQUIPOS DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA. CUESTIONARIO

1. ¿Qué es una subestación eléctrica? __________________________________________________________ 2. Menciona una clasificación según su construcción. __________________________________________________________ 3. ¿Cuáles son los elementos primarios de una subestación? __________________________________________________________

CONCLUSIONES _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________

LISTA DE COTEJO Seguridad:

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Disciplina:

____SI____

Participación:

____SI____

Resultados:

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Utilizó las medidas de seguridad


SI

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PRÁCTICA NÚMERO 2. INSPECCIÓN VISUAL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA. CUESTIONARIO 1. ¿Cuál es el equipo de seguridad que deberás utilizar? __________________________________________________________ 2. Menciona brevemente que datos se necesitan de la inspección visual. __________________________________________________________ 3. ¿Qué elementos y materiales son los que se necesitan en campo para una inspección visual? __________________________________________________________

CONCLUSIONES _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________


___SI____

Disciplina:

____SI____

Participación:

____SI____

Resultados:

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SI

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PRÁCTICA NÚMERO 3. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. CUESTIONARIO 1. En que consiste la prueba de resistencia de aislamiento y para que sirve. __________________________________________________________ 2. ¿Qué nos indica el índice de polarización e índice de absorción? __________________________________________________________ 3. ¿Qué instrumento de medición utilizamos para esta prueba y que tipo de conexiones se tienen que hacer? __________________________________________________________

CONCLUSIONES _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________


___SI____

Disciplina:

____SI____

Participación:

____SI____

Resultados:

___ SI____



SI

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PRÁCTICA NÚMERO 4. PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. CUESTIONARIO 1. En que consiste la prueba de relación de transformación y para que sirve. __________________________________________________________ 2. ¿Que tipo de conexiones se tienen que hacer? __________________________________________________________ 3. ¿Qué instrumento de medición utilizamos para esta prueba? __________________________________________________________

CONCLUSIONES _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________


___SI____

Disciplina:

____SI____

Participación:

____SI____

Resultados:

___ SI____



SI

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PRÁCTICA NÚMERO 5. PRUEBA DEL FACTOR DE POTENCIA. CUESTIONARIO 1. En que consiste la prueba de factor de potencia y para que sirve. __________________________________________________________ 2. ¿Que tipo de conexiones se tienen que hacer? __________________________________________________________ 3. ¿Qué instrumento de medición utilizamos para esta prueba? __________________________________________________________

CONCLUSIONES _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________


___SI____

Disciplina:

____SI____

Participación:

____SI____

Resultados:

___ SI____



SI

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PRÁCTICA NÚMERO 6. PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE. CUESTIONARIO 1. En que consiste la prueba de rigidez dieléctrica del aceite y para que sirve. __________________________________________________________ 2. ¿Qué escala maneja este tipo de prueba, para aceites usados y para aceites nuevos? __________________________________________________________ 3. ¿Qué instrumento de medición utilizamos para esta prueba? __________________________________________________________

CONCLUSIONES _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________


___SI____

Disciplina:

____SI____

Participación:

____SI____

Resultados:

___ SI____



SI

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PRÁCTICA NÚMERO 7. PRUEBAS AL SISTEMA DE TIERRA. CUESTIONARIO 1. En que consiste la prueba resistencia al sistema de puesta a tierra y para que sirve. __________________________________________________________ 2. ¿Qué método de medición es el más utilizado para esta prueba? __________________________________________________________ 3. ¿Qué instrumento de medición utilizamos para esta prueba? __________________________________________________________

CONCLUSIONES _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________


___SI____

Disciplina:

____SI____

Participación:

____SI____

Resultados:

___ SI____



SI

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REFERENCIAS CONSULTADAS. 1. APUNTES TÉCNICA DE LAS ALTAS TENSIONES II, ACADEMIA DE POTENCIA, M. EN C. OSCAR PUENTE NAVARRETE, INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL, AGOSTO DEL 2003. 2. APUNTES SUBESTACIONES ELÉCTRICAS, INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE PUERTO VALLARTA, FEBRERO DEL 2006. 3. CATÁLOGO DE PRODUCTOS DEL RAMO METALMECÁNICO, ESTRUCTURAS PARA SUBESTACIONES DE POTENCIA, LUZ Y FUERZA DEL CENTRO, SUBDIRECCIÓN DE FÁBRICAS Y TALLERES. 4. CURSO DE SUBESTACIONES ELÉCTRIAS I Y II, SECTOR LIBERTAD, GUADALAJARA JAL., OCTUBRE DEL 2004. COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD. 5. CURSO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 2, TRANSFORMADORES, COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD. 6. MANUAL DE TIPO DE ESTRUCTURAS PARA LÍNEAS AEREAS, COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD. 7. MANUAL DE TRANSFORMADORES PRESENTACIÓN POWER POINT.

DE

POTENCIA,

8. MANUAL DE TRANSFORMADORES PRESENTACIÓN POWER POINT.

DE

POTENCIAL

TP´s,

9. MANUAL DE TRANSFORMADORES PRESENTACIÓN POWER POINT.

DE

CORRIENTE

TC´s,

10. MANUAL NUEVOS ENFOQUES DE LA PROTECCIÓN CONTRA LAS SOBRETENSIONES, WALTER SCHMIDT, FELIX GREUTER, ABB REVISTA 1/2002. 11. MANUAL DE DISEÑO DE SUBESTACIONES, CAPÍTULO 3 DISPOSICIONES CONSTRUCTIVAS, LUZ Y FUERZA DEL CENTRO SUBDERECCIÓN DE PLANEACIÓN Y ESTRATEGIA. 12. MANUAL DE DISEÑO DE SUBESTACIONES, CAPÍTULO 5 DISEÑO DE SISTEMAS DE TIERRA, LUZ Y FUERZA DEL CENTRO SUBDERECCIÓN DE PLANEACIÓN Y ESTRATEGIA. 13. MANTENIMIENTO CAPÍTULO 5, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES DE POTENCIA, COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD, GENERACIÓN, CENTRO DE CAPACITACION CELAYA.


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14. MICHAEL LIWSCHISZ-GARIK, CLYDE C. WHIPPLE, MÁQUINAS DE CORRIENTE ALTERNA, EDITORÍAL C.E.C.S.A. MÉXICO 1993. 15. SEMINARIO DE SISTEMAS DE TIERRA, ING. JAVIER OROPEZA ANGELES, COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS ELECTRICISTAS, PRIMER CONGRESO NACIONAL DE PERITOS EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS, OCTUBRE DEL 2005. 16. SIMBOLOGÍA PARA DIAGRAMAS ELÉCTRICOS INININ, INTEGRACIÓN DE APLICACIONES Y SERVICIOS, JUNIO DE 1995, 13 PÁGINAS, AUTOCAD. 17. TEORÍA DEL INTERRUPTOR CAPÍTULO 1, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES DE POTENCIA, COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD, GENERACIÓN, CENTRO DE CAPACITACIÓN CELAYA. 18. UNIDAD DE COMPETENCIA: MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS PARTE 1, DIRECCIÓN GENERAL DE EDUCACIÓN TECNOLÓGICA INDUSTRÍAL.


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Subestaciones Eléctricas Gil

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