INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA
“ELEMENTOS, MANIOBRAS DE SECCIONAMIENTO Y
LICENCIAS PARA UNA RED ELÉCTRICA DE 23 kV”
T E S I S
PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
P R E S E N TA:
JULIO CESAR VELÁZQUEZ BENAVIDES
ASESORES:
DR. ALBERTO DEL ANGEL HERNÁNDEZ
M. en C. VICTOR MANUEL SALAZAR DEL MORAL
DEDICATORIAS
Con amor al ser que me dio la vida; Mi Madre Clara Lilia
Con cariño a mis hermanos: Marco Antonio
Miguel Ángel
Con cariño, comprensión, admiración, respeto, apoyo; a mi corazón y esposa: Yil.
Por su apoyo y paciencia a mi otro corazón,
A la ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA (IPN)
A la empresa donde laboro LUZ Y FUERZA DEL CENTRO
A todos mis profesores Por tan bonita labor. A mis compañeros, amigos que de alguna forma colaboraron en mi formación profesional.
A mi esposa Yola y a mi hijo Alan por su constante apoyo y consejo.
DEDICATORIAS ...III
AGRADECIMENTOS ... IV
INTRODUCCION GENERAL...VIII
JUSTIFICACIÓN ...XIII
OBJETIVOS GENERALES ...XV
ORGANIZACIÓN DE TESIS ... XVI
LISTA DE FIGURAS ... XVII
LISTA DE TABLAS ... XIX
NOMENCLATURA ...XX
CAPITULO I
ELEMENTOS DE UNA RED ELÉCTRICA DE 23 KV ... 1
1.1SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN... 1
1.2 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE 85/6 kV ... 2
1.3 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE 85/23 kV ... 6
1.3.1 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE 85/23 kV CON TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS... 6
1.3.2 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION DE 85/23 kV CON TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS ... 9
1.4 SUBESTACIONES TIPO CLIENTE ... 13
1.5 APLICACIONES ... 18
1.6 INTERRUPTORES... 19
1.7 BANCO DE CAPACITORES ... 22
1.9 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL... 25
1.10 SISTEMA CON MEDICIÓN REMOTA ... 25
1.11 CUCHILLAS ... 26
1.11.1 TIPOS DE CUCHILLAS... 27
1.12 APARTARRAYOS... 28
1.12.1 TIPOS DE APARTARRAYOS ... 28
CAPITULO 2 MANIOBRAS PARA SECCIONAR UNA RED ELÉCTRICA DE 23 KV ... 30
2.1 INTRODUCCIÓN ... 30
2.2 TIPO DE SUBESTACIONES ... 31
2.2.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TIPO CONVENCIONAL... 32
2.2.2 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO TELECONTROLADAS. ... 33
2.3 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS ... 35
2.3.1 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO CONVENCIONALES DE 23 KV. ... 37
2.3.2 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO TELECONTROLADA DE 23 KV. ... 42
CAPITULO 3 LICENCIAS PARA UNA RED ELÉCTRICA DE 23 KV... 46
3.1 INTRODUCCIÓN ... 46
3.2 LICENCIAS... 46
3.2.1 LICENCIAS DE EMERGENCIA ... 48
3.2.2 LICENCIAS PROGRAMADAS PREVENTIVAS ... 48
3.2.3 LICENCIAS CORRECTIVAS ... 48
3.3 PLANEACIÓN, TRAMITE, PREPARACIÓN, EJECUCIÓN, Y SUPERVISIÓN DE LICENCIAS... 49
3.3.1 PLANEACIÓN... 49
TRAMITE DE LICENCIA... 50
3.3.3 PREPARACIÓN DE LICENCIAS... 50
3.4 SOLICITUD DE TRÁMITE DE LICENCIAS... 52
3.5 TRABAJOS CONCLUIDOS DE ACUERDO A PROGRAMA DE ATENCIÓN... 52
3.6 CONTROL... 53
BIBLIOGRAFÍA... 72
ANEXO 1 TERMINOS UTILIZADOS EN OPERACIÓN DE LYFC... 73
INTRODUCCION GENERAL
La energía eléctrica es un insumo indispensable para el desarrollo de la economía
en su conjunto y para la producción de otros bienes y servicios, generando el incremento de recursos y en consecuencia también las actividades productivas del país. En la República Mexicana, los responsables del suministro de energía eléctrica son la Comisión Federal de Electricidad(CFE) y la Compañía de Luz y
Fuerza del Centro (LyFC); esta última da servicio a la Ciudad de México y zona conurbada, así como a los estados de México, Hidalgo, Morelos y Puebla, incluidas sus ciudades capitales: Puebla, Toluca, Pachuca y Cuernavaca, en un espacio físico cercano a tan solo el 2 % del territorio nacional, tal como se muestra en la Figura A.
El principal consumidor de LyFC lo constituye la zona metropolitana de la Ciudad de México, con una población cercana a los veinte millones de habitantes y una alta concentración industrial, comercial, de servicios y actividades gubernamentales; su función no solamente se limita al abasto de la energía
eléctrica, sino que comprende atributos importantes que conforma su misión, como el proporcionar el servicio en condiciones adecuadas de cantidad, calidad, oportunidad, competitividad, atención a usuarios y preservación del medio ambiente.
No dejando de ser importantes las cargas demandadas principalmente por el Estado
procede de los Sistemas Oriental y Occidental en tensiones de 400 y 230 kV; más del 60 % de la energía recibida por LyFC se genera desde lugares remotos.
En la medida en el que la energía es uno de los insumos principales para las
diferentes actividades productivas del país, su demanda, como es de esperarse crece conforme se incrementa el PIB. En este sentido en los últimos años, el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, es superior al de la propia economía; en México, entre 1980 y 1998, la economía registro una tasa media de crecimiento de 2.4% anual, mientras que la correspondiente a la demanda de
energía eléctrica fue de 5.5%.
El crecimiento de la demanda del 6% anual, provoca que los grandes consumidores de energía se conecten en tensiones de subtransmisión, y para abastecer estos servicios LyFC ha instalado Subestaciones “Tipo cliente” considerando
primordialmente la continuidad y calidad del servicio sin descuidar la confiabilidad del propio anillo de subtransmisión en 230 kV y de la red 85 kV.
Existen varios factores que indican que el crecimiento de la demanda supere el PIB tales como:
¾ El incremento industrial de las empresas
¾ El crecimiento poblacional
¾ Los adelantos tecnológicos
Figura A.1 Zona de influencia de LyFC
En 1906, LyFC en la red de distribución aérea se manejaban tensiones de 2 kV y 3 kV con tensiones en B.T. 220/127 volts se utilizaban posterías de madera y de
acero delgado con alambre de cobre del numero 4.
En 1926 cambio la tensión en el Distrito Federal de 3 kV a 6 kV en la red aérea y subterránea.
En 1935, existían tensiones de 3 kV y 6 kV y 20 kV como subtransmisión.
En 1955 entran en servicio 10 nuevos alimentadores de 6 kV
Al norte del D.F. se continúo el cambio de tensión a 20 kV
En 1958 se terminó el cambio de tensión de 3 kV por 6 kV
transformadores, 6,800 km de B.T. y 2 redes automáticas de cables subterráneos con 12 transformadores.
En 1961 se adopta la tensión de 23 kV como distribución primaria
Se empieza a utilizar el aluminio como conductor ALD y ACSR.
En la Figura A.2 se observa conductor ALD-336 con restaurador automático Cooper nova 27
[image:10.612.241.482.378.700.2]El desarrollo de la red de 23 kV se va produciendo, conforme va creciendo la red por las necesidades del cliente para dar cumplimiento a las necesidades que sus industrias, comercios, hospitales y zonas habitacionales van demandando.
El crecimiento de la red eléctrica de 23 kV se hace necesario debido a la demanda de nuevos usuarios y se requieren licencias para construir nuevas líneas y rutas
para suministrar el servicio. Los elementos que se toman en cuenta son: los transformadores en los nuevos asentamientos urbanos, los medios de seccionamiento, las protecciones en los nuevos ramales y el tipo de construcción de la malla demandante.
Se consideran nuevos cables semiaislados con restauradores, seccionalizadores,
cortadores, cuchillas, apartarrayos, transformadores monofásicos, bifásicos y trifásicos o nuevos aisladores para zonas de alta contaminación.
En zonas rurales de nuestra zona conurbada se utilizan todavía transformadores monofásicos y bifásicos ya que la red eléctrica de 23 kV solo cuenta con ramales
El diseño de un sistema eléctrico, basado únicamente en condiciones normales de operación, resulta totalmente inadecuado debido a que el objetivo fundamental de este es garantizar la continuidad en el suministro de energía; sin embargo, sabemos que hay fallas en los equipos eléctricos, algunas de ellas ocasionadas por errores humanos, vandalismo, fenómenos naturales
como lluvias, temblores entre otros.
Por lo tanto es necesario incluir un sistema de protecciones cuya finalidad sea la detección de fallas y el aislamiento de las mismas, evitándose mayores disturbios en zonas, no sólo al equipo fallado sino al resto del sistema.
Debido a lo anterior se toman secciones de 23 kV en varios ramales programando licencias de mantenimiento para reemplazar aisladores, apartarrayos, cortacircuitos, interruptores, cuchillas de navaja, aisladores y tramos de línea escoriados o con varios empalmes por reparaciones anteriores.
Las licencias de observación que se otorgan en el sistema de 23 kV se realizan
con personal de línea Viva, (cuadrillas que cuentan con el equipo aislante para realizar los trabajos con la línea energizada), teniendo en cuenta que las protecciones de las subestaciones que proporcionan el potencial, quedan deshabilitadas para tener el cuidado necesario para la protección de estas
cuadrillas.
Por la importancia de la zona, es necesario valuar la interrupción o realizarlos con las cuadrillas que pueden realizar estos trabajos.
Las licencias sin potencial se realizan, seccionando partes del sistema o de la malla, abriendo equipos manualmente y automatizados para reducir la zona
circuito. Se tiene información suficiente de varios tipos de fallas en muchas partes a lo largo del sistema, obteniendo las corrientes y tensiones que dan los requerimientos de interrupción, necesarios para la selección de los
dispositivos de detección y de interrupción.
En México, se ha tenido que adecuar el sistema eléctrico a los crecimientos indiscriminados de nuestro país, ya que regularmente primero se forma la mancha o zona urbana y posteriormente se suministran los servicios
primordiales como telefonía, luz, agua, drenaje a los usuarios.
Para implementar un sistema eléctrico de 23 kV se requiere construir subestaciones de distribución próximas a los lugares a donde se necesita proporcionar el servicio, con la finalidad de mallar la zona, para tener mayor confiabilidad de nuestro sistema interconectado permitiendo realizar
maniobras con el propósito de reducir las interrupciones al usuario en el sistema. Para llevar acabo esta tarea se requieren licencias las cuales requieren un proceso que cumplir para obtenerlas.
La red eléctrica de LyFC a tratado de homologarse para manejar una misma tensión en el centro del país para el mejor resultado de reparación y construcción de la red área del sistema, así y tener las condiciones idóneas para la continuidad del sistema; Consta con una diversidad de equipos que por las adecuaciones que se realizan constantemente por cambios de dirección
Presentar algunos tipos de Subestaciones Eléctricas de Distribución de 85/6
kV de 30 MVA y 85/23kV de 30 MVA del sistema de distribución de 23 kV
de LyFC, mencionando los elementos principales que componen una red de
23 kV
Mencionar las maniobras de seccionamiento del sistema de distribución de
una red 23 kV de LyFC, presentando los pasos a seguir dependiendo si es
una Subestación Convencional o una Subestación Telecontrolada.
Explicar el programa de licencias en la red de 23 kV de LyFC ya sea por
licencias de emergencia, programadas tocando la planeación, trámite,
preparación, ejecución y supervisión de estas para cumplir con la
Esta tesis esta organizada de la siguiente manera:
En el capitulo 1, se da una breve explicación de los elementos principales que
constituyen a una red eléctrica de distribución de 23 kV de LyFC.
En el capitulo 2 se da una explicación de las maniobras de seccionamiento en la
red de 23 kV de LyFC, dependiendo de la subestación, si es Convencional o
Telecontrolada y los pasos a seguir para la segmentación.
Una explicación de los procedimientos y pasos para planear , preparar,
ejecutar, así como solicitar y tramitar una licencia en la red de 23 kV de LyFC
se da con mas detalle en el capitulo 3.
LISTA DE FIGURAS
Figura A.1 Zona de influencia de LyFC ... x
Figura A.2 Restaurador y conductor ALD-336... xi
Figura 1.1 Interruptor tipo acoplable en Subestación Eléctrica Blindada en arreglo doble barra doble interruptor... 21
Figura 1.2 Interruptores tipo Alduty instalados en la troncal de la red de 23 kV con doble explosor. ... 21
Figura 1.3 Banco de capacitores en Subestación Eléctrica ... 22
Figura 1.4 Unidad terminal remota para controles con el SCRAD... 26
Figura 1.5 Cuchillas 23-601 instaladas en troncal de la red de 23 kV en poste CR-14 ... 27
Figura 1.6 Apartarrayos instalados en acometida de 23 kV para un servicio. ... 29
Figura 2.1 Tablero de una subestación Eléctrica convencional con comunicaciones directas con operación redes de distribución. ... 33
Figura 2.2 UTR Unidad Terminal Remoto en una subestación Eléctrica para el telecontrol ... 35
Figura 2.3 Procedimiento de la tencion a disturbios en una subestación convencional... 41
Figura 2.4 Sala de Operación de Redes de Distribución Pedregal con planeros y sistema de comunicación ... 42
Figura 2.5 Procedimiento de atención a disturbios en una subestación telecontrolada ... 45
Figura 3.1 Solicitud de una licencia hasta su normalización. ... 47
Figura 3.2 Localización de transformador dañado... 56
Figura 3.3 Terminales de transformador en corto circuito... 57
Figura 3.4 Terminales de trasformador... 58
Figura 3.5 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T... 61
Figura 3.6 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T... 62
Figura 3.7 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T... 63
Figura 3.8 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T... 64
Figura 3.9 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T... 65
Figura 3.10 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T... 66
Figura 3.11 Conexiones de las vías en cajas de distribución en B.T. ... 67
Figura B.3 Barra Sencilla... 82
Figura B.4 Arreglo de barra sencilla ... 83
Figura B.5 Interruptor y medio ... 84
Figura B.6 Arreglo de interruptor y medio ... 85
Figura B.7 Anillo ... 86
Figura B.8 Arreglo de doble barra, doble interruptor ... 87
LISTA DE TABLAS
Tabla 1.1 Características de transformadores monofásicos de 85/6 kV ... 3
Tabla 1.2 Características de bancos de tierras... 4
Tabla 1.3 Características de los reguladores tipo autotransformador trifásico de 6 kV con cambiador automático bajo carga ... 5
Tabla 1.4 Características de regulador tipo autotransformador 3ϕ DE 23 kV con cambiador
automático bajo carga... 8
Tabla 1.5 Subestación diseñada con 2 transformadores de 30 MVA y 4 Alimentadores de 23kV ... 10
Tabla 1.6 Subestación diseñada con 3 transformadores de 30 MVA y 6 alimentadores de 23 kV... 11
Tabla 1.7 Subestación diseñada con 4 transformadores de 30 MVA y 8 alimentadores de 23 kV... 11
Tabla 1.8 Características de transformadores 3ϕ de 85/23 kV ... 12
Tabla 1.9 Suministro de servicio Radial para subestaciones tipo cliente. ... 17
Tabla 1.10 Suministro de servicio con alimentación en anillo para subestaciones tipo cliente. ... 17
Tabla 3.1 Cargas del transformador con su nomenclatura y el calibre de conductor ... 59
NOMENCLATURA
1 ϕ Monofásico 2 ϕ Bifásico
23C´s Cable de 23 KV en red subterránea. 3 ϕ Trifásico
50-1,-2, -N Relevador instantáneo de sobrecorriente
51-1, -2, -N Relevador instantáneo de sobrecorriente de CA de tiempo inverso A Amperes
A-14 Poste de Acero de 14 pies. ACSR Aluminio con alma de acero. ALD Aluminio Desnudo
AT Alta Tension BT Baja Tensión
BC´s Cables de baja tensión en transformadores subterráneos. CA Corriente Alterna
CFE Comision Federal de Electricidad
CORPE Centro de Operación de Redes Pedregal CR-12 Poste de concreto de 12 pies.
CR-14 Poste de concreto de 14 pies. CR-9 Poste de concreto de 9 pies.
D´s Documentación para cambios en la red de LyFC kV kilovolts
kVA kilo volt amperes
MVAR Mega volt amepres reactivos O.R.D. Operador de Redes de Distribución. O.R.O Operador de respaldo operativo. P.I.B. Producto Interno Bruto
R-79 Relevador de Recierre de CA S.E. Subestación Electrica
S.E.N. Sistema Eléctrico Nacional S.E.P. Sistema Eléctrico de Potencia
S.P.P.´s Solicitud de Presupuestos a particulares.
SCADA Sistema de control automatizado para la adquisición de datos SF6 Hexafloruro de azufre
SICRAD Sistema de integral de control remoto de adquisición de datos TC Transformador de corriente
CAPITULO I
ELEMENTOS DE UNA RED ELÉCTRICA DE 23 kV
1.1SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN
Una Subestación Eléctrica de Distribución es aquella que cuenta con puntos de transformación de los niveles de tensión de transmisión o subtransmisión a
niveles de suministro o distribución, que controlan directamente el flujo de potencia al sistema, con transformadores de potencia, interruptores, cuchillas, buses, banco de capacitores, reactores, transformadores de potencial, transformadores de corriente y otros equipos de protección.
Las Subestaciones Eléctricas principales son subestaciones elevadoras y
reductoras esto es, el punto de enlace entre los centros de generación y el consumidor. Las Subestaciones Eléctricas de distribución son consideradas el centro de suministro o repartición de la energía para el usuario teniendo que transformar la tensión deseada para su entrega final.
1.2 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE 85/6 kV
En las Subestaciones Eléctricas de 85/6 kV la capacidad de transformación consiste como mínimo en un banco de 30 MVA, formado por tres transformadores monofásicos de 10 MVA y un transformador monofásico extra, como reserva. Por lo tanto, en este caso la capacidad instalada es de 40 MVA y
la capacidad firme de 30 MVA, lo que da una relación de capacidad firme a capacidad instalada de 75 %.
LyFC sólo cuenta con 3 Subestaciones Eléctricas de 6 kV las cuales son Condesa, Tacubaya y Jamaica en la zona central del país.
En su etapa final las subestaciones de 85/6 kV tienen dos bancos de 30 MVA y un transformador monofásico extra, común a los bancos lo que da una capacidad instalada de 70 MVA y una capacidad firme de 60 MVA y una
capacidad instalada del 85 %.
Las subestaciones de 85/6 kV están diseñadas para alimentar una carga constituida por alimentadores de 6 kV, con una capacidad máxima cada uno de 400 A (4560 kVA) con una tensión de 6.6 kV en las barras de la subestación.
Tabla 1.1 Características de transformadores monofásicos de 85/6 kV
CAPACIDAD 8/10 MVA
CLASE DE ENFRIAMIENTO OA / FA
NUMERO DE DEVANADOS 2
DEVANADO PRIMARIO
TENSIONES ENTRE FASES EN VACIO 97.7 kV
93.2 kV
88.9 kV
86.7 kV
84.6 kV
82.4 kV
CAMBIADOR DE DERIVACIONES SIN CARGA
80.8 kV
DEVANADO SECUNDARIO
TENSION EN VACIO 6.6 kV Y 13.2 kV
TENSION DE AGUANTE AL IMPULSO POR RAYO 150 kVA
IMPEDANCIA
8.4 % REFERIDA A LA BASE 10
MVA
El banco de transformadores se conecta en delta, tanto en el lado de alta tensión como en el lado de baja tensión.
El devanado de baja tensión es un devanado serie/paralelo que permite obtener
6,600 volts entre fases conectando las bobinas de baja tensión de cada transformador en paralelo y los tres transformadores en delta; y 22,840 volts entre fases conectando las bobinas en serie y los tres transformadores en estrella del lado de baja tensión. Esta característica facilita la conversión de las
Debido a la conexión en delta de los devanados de 6.6 kV, se cuenta con un banco de tierra conectado a las barras colectoras de 6 kV, con lo que se obtiene
una referencia a tierra para la adecuada operación de la protección de sobre corriente en una falla de fase a tierra; también funciona para limitar los sobre tensiones durante fallas desequilibradas de tierra. Las características de estos bancos de tierra se muestran en la Tabla 1.2
Tabla 1.2 Características de bancos de tierras
Capacidad 1323 amp. Durante 1 minuto
(500 kVA a 6.3 kV)
Conexión Zig-Zag
Tensión entre fases 6.3 kV
La tensión se regula en los alimentadores de 6 kV mediante reguladores de tensión trifásicos, instalados a la salida de cada alimentador. Estos reguladores son tipo autotransformadores trifásicos con cambiador automático de
Tabla 1.3 Características de los reguladores tipo autotransformador trifásico de 6 kV con cambiador automático bajo carga
CAPACIDAD NOMINAL 4560 kVA
CLASE DE ENFRIAMIENTO OA
DEVANADO PRIMARIO (DEVANADO EN DERIVACION)
TENSION ENTRE FASES
6.6 kV
CONEXIÓN ESTRELLA CON NEUTRO SIN CONECTAR A
TIERRA
DEVANADO SECUNDARIO (DEVANADO SERIE)
CORRIENTE NOMINAL DEL LADO DE LA CARGA 400 A
RANGO DE REGULACION ±10% EN 33 PASOS DE 5/8% CADA
UNO
TENSION DE AGUANTE AL IMPULSO POR RAYO 75 kV
IMPEDANCIA
0.7% REFERIDA A LA BASE 4560
kVA
Los diagramas de conexiones más utilizados en las subestaciones de 85/6 kV
son los siguientes:
Para la sección de 85 kV un diagrama con juego de barras colectoras
±principales y un juego de barras colectoras auxiliares e interruptor “comodín” que se transformó posteriormente en un diagrama de barra partida.
Para la sección de 6 kV se utilizan dos tipos de diagramas: uno de ellos es un
juego de barras principales con un juego de barras de transferencia y el otro con barra sencilla blindada
El corto circuito en los alimentadores de 6 kV se limita a un valor máximo de
1.3 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE 85/23 kV
La subestación de distribución se generalizó en la década de los años cincuenta. Posteriormente, debido al crecimiento del sistema eléctrico de distribución de energía eléctrica y al aumento de la densidad de carga se hizo necesario utilizar una tensión de distribución más elevada; en 1964 se adoptó la tensión de 23 kV;
a partir de entonces la tensión de 6 kV se ha ido sustituyendo paulatinamente por la de 23 kV.
1.3.1 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE 85/23 kV CON TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
Durante muchos años se utilizó en LyFC la tensión de 20 kV como tensión de subtransmisión para alimentar subestaciones de 20/6 kV y como tensión de distribución para clientes industriales importantes. Como se mencionó
anteriormente, en 1964 se adoptó como tensión de distribución preferente la tensión de 23 kV. Las antiguas instalaciones de 20 kV pueden operarse a 23 kV sin ningún cambio, ya que tanto el nivel de aislamiento (20 kV) de las instalaciones existentes (150 kV al impulso) y las derivaciones son adecuados
para esta tensión. La construcción de estas subestaciones empleando transformadores monofásicos, hoy en día está en desuso.
Capacidad de transformación instalada y firme
En la etapa final se instalan dos bancos de 30 MVA con un transformador de reserva, aunque excepcionalmente se ha llegado a instalar en la misma
subestación hasta tres bancos de 30 MVA, pero en estos casos se ha instalado generalmente un segundo transformador, de manera que la capacidad instalada resulta de 110 MVA y la capacidad firme de 90 MVA, con una relación de capacidad firme a capacidad instalada es del 81 %.
Carga conectada
Por cada banco de transformadores de 85/23 kV, 30 MVA, se instalan normalmente 3 alimentadores de 23 kV, con capacidad máxima de 9 MVA.
Características de los transformadores
Los transformadores monofásicos de 10 MVA se utilizan para formar los bancos de 85/6 kV. Las bobinas de baja tensión de cada transformador se conectan en serie; los tres transformadores se conectan en delta en el lado de
alta tensión y en estrella en el lado de baja tensión, mientras que el neutro se conecta a tierra a través de una reactancia de 1.2 ohms, con objeto de disminuir la magnitud de las corrientes debidas a fallas de tierra (y disminuir así los esfuerzos electrodinámicos y térmicos en los transformadores). Este tipo de fallas son las más frecuentes en los alimentadores de distribución
Regulación de tensión.
Para regular la tensión en 23 kV, en las subestaciones de 85/23 kV con bancos formados con transformadores monofásicos, se instala un regulador de tensión por cada banco. Estos reguladores son del tipo de autotransformadores trifásicos
Tabla 1.4 Características de regulador tipo autotransformador 3ϕ DE 23 kV con cambiador automático bajo carga.
CAPACIDAD NOMINAL 3000 kVA
CLASE DE ENFRIAMIENTO OA
DEVANADO PRIMARIO (DEVANADO EN DERIVACION)
TENSIÓN NOMINAL ENTRE FASES 23 kV
CAPACIDAD DE LA DERIVACION A 20 KV 3000 kVA
CONEXIÓN ESTRELLA CON NEUTRO
SOLIDAMENTE ATERRIZADO
DEVANADO SECUNDARIO (DEVANADO SERIE)
CORRIENTE NOMINAL EN LADO CARGA 752 A
CONEXIÓN ESTRELLA CON NEUTRO
SOLIDAMENTE ATERRIZADO
RANGO DE REGULACIÓN
±10% EN 33 PASOS DE 5/8
%CADA UNO, 16 ARRIBA Y 16
ABAJO DEL NOMINAL
TESIÓN DE AGUANTE AL IMPULSO POR RAYO
AISLAMIENTO INTERNO (DEVANADO) 150 kVA
AISLAMIENTO EXTERNO (BOQUILLA) 200 kV
IMPEDANCIA
1 % REFERIDA A LA BASE DE
30 MVA
Los diagramas de conexiones más usados en las subestaciones de 85/23 kV son los siguientes:
Para la sección de 85 kV un diagrama con un juego de barras colectoras principales y juego de barras colectoras auxiliares e interruptor “comodín” que
Corto circuito en 23 kV
El corto circuito máximo que alcanza en algunos puntos de nuestro sistema, es
cercanos a 1000 MVA, a medida que se fueron ampliando las subestaciones con la instalación de nuevos bancos de transformadores que se conectaban en paralelo con los existentes. Este valor de cortocircuito es excesivo para un sistema de distribución de 23 kV, ya que no se fabrica equipo de interrupción normalizado con capacidad interruptiva, lo cual obliga a usar interruptores para
34.5 kV y encarece también las instalaciones de los consumidores alimentados en 23 kV.
En 1968 se decidió limitar el corto circuito máximo en 23 kV a 500 MVA, que es un valor más adecuado para ese nivel de tensión.
1.3.2 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION DE 85/23 kV CON TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
Las subestaciones de 85/23 kV, utilizan transformadores trifásicos, con los que se logra una mejor calidad de servicio con un costo menor.
Capacidad de transformación instalada y firme
La capacidad instalada en transformadores es inicialmente de 60 MVA por subestación con dos transformadores trifásicos de 30 MVA, lo que da una capacidad firme de 36 MVA, aceptando una sobre carga de 20 %, en uno de los
transformadores, cuando el otro está fuera de servicio. Los estudios realizados, tomando en cuenta la forma de la curva de carga, demuestran que pueden tenerse esta sobrecarga sin disminución de la vida del transformador.
una capacidad firme de 72 MVA, aceptando la misma sobre carga en dos transformadores, cuando el tercero este fuera de servicio. La capacidad máxima
será cuando se tengan cuatro transformadores con una capacidad firme de 96 MVA aceptando la misma sobre carga que en los casos anteriores en los transformadores adyacentes al transformador que este fuera y el tercero conservando una capacidad de 24 MVA.
Carga conectada
Las subestaciones se diseñan para alimentar inicialmente (con dos transformadores trifásicos de 30 MVA) una carga constituida por 4 alimentadores de 23 kV con una capacidad de 9 MVA cada uno con lo cual se
tiene una carga total máxima de 36 MVA. En la Tabla 1.5 se muestra la capacidad instalada.
Tabla 1.5 Subestación diseñada con 2 transformadores de 30 MVA y 4 Alimentadores de 23kV
Capacidad Instalada 2 transformadores de 30 MVA c/u = 60 MVA
Capacidad Firme 1.2 X 30 MVA c/u = 36 MVA
4 alimentadores 9 MVA c/u X 4 = 36 MVA
Tabla 1.6 Subestación diseñada con 3 transformadores de 30 MVA y 6 alimentadores de 23 kV
Capacidad Instalada 3 transformadores de 30 MVA c/u = 90 MVA
Capacidad Firme 30 MVA c/u X 2 X 1.2 = 72 MVA
Capacidad de alimentador 12 MVA
6 alimentadores 6 X 12 MVA c/u = 72 MVA
La capacidad máxima será cuando se tengan cuatro transformadores trifásicos de 30 MVA, como se muestra en la Figura 1.6, con una capacidad firme de de 96 MVA, aceptando la misma sobrecarga que en los casos anteriores en los
transformadores adyacentes al transformador que esté fuera y el tercero conservando una capacidad de 24 MVA. En la siguiente Tabla 1.7 se muestra la capacidad instalada.
Tabla 1.7 Subestación diseñada con 4 transformadores de 30 MVA y 8 alimentadores de 23 kV
Capacidad Instalada 4 transformadores de 30 MVA c/u = 120 MVA
Capacidad Firme 30 MVA c/u X 2 X 1.2 + 24 MVA = 96 MVA
Capacidad del alimentador 12 MVA
8 alimentadores 8 X 12 MVA c/u = 96 MVA
Como la capacidad firme con tres transformadores y cuatro transformadores es
CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES
Las características de los transformadores trifásicos utilizados en las
subestaciones de 85/23 kV se muestran en la Tabla 1.8
Tabla 1.8 Características de transformadores 3ϕ de 85/23 kV
CAPACIDAD 20/25/30 MVA
CLASE DE ENFRIAMIENTO OA/FOA 1/FOA 2
NUMERO DE DEVANADOS 2
DEVANADO PRIMARIO
TENSION NOMINAL ENTRE FASES 89.250 kV
(CAMBIADOR DE DERIVACIONES SIN CARGA) 87.125 kV
85.000 kV
82.875 kV
80.750 kV
77.250 kV
74.500 kV
CONEXIÓN DELTA
TENSION DE AGUANTE DE IMPULSO POR RAYO
AISLAMIENTO INTERNO (DEVANADO) 450 kV
AISLAMIENTO EXTERNO (DEVANADO) 550 kV
DEVANADO SECUNDARIO
TENSION NOMINALES ENTRE FASES
23,000 V ±7.5% EN TOTAL DE 33
POSICIONES (CAMBIO
AUTOMÁTICO. BAJO CARGA)
CONEXIÓN
ESTRELLA CON NEUTRO SACADO
FUERA DEL TANQUE Y
ATERRIZADO A TRAVÉS DE LA
REACTANCIA
TENSION DE AGUANTE AL IMPULSO POR RAYO
AISLAMIENTO INTERNO (DEVANADO) 150 kV
AISLAMIENTO EXTERNO (DEVANADO) 200 kV
IMPEDANCIA
14.4 % REFERIDA A LA BASE 30
Regulación de tensión
Como se indico en la sección anterior, los transformadores trifásicos de 85/23
kV de 30 MVA, tienen un cambiador automático de derivaciones bajo carga en el lado de baja tensión, controlado por un sistema de regulación de tensión que mantiene la tensión adecuada en las terminales del devanado de 23 kV, en función de la carga conectada (regulación automática ).
Corto circuito en 23 kV
Como se mencionó anteriormente, la impedancia de cada transformador trifásico de 85/23 kV es de 14.4% referida a la base de 30 MVA, por lo tanto, para el caso de un solo transformador, el cortocircuito trifásico en 23 kV queda
limitado por la impedancia del banco de 208 MVA. El corto circuito monofásico a tierra se limita a un valor de 169 MVA conectando el neutro del transformador a tierra a través de una reactancia de 0.6 ohms.
1.4 SUBESTACIONES TIPO CLIENTE
Estas Subestaciones Eléctricas tipo cliente son construidas para recibir tensiones de subtransmisión ya que el costo de la inversión se puede amortizar,
en un periodo de 2 a 5 años, dependiendo el giro, procesos, demanda que se solicite.
La construcción de estas subestaciones son convencionales radiales cuando se solicita una sola alimentación. La construcción es de tipo convencional en anillo
Con el desarrollo industrial y de servicios, en la actualidad los consumos de energía eléctrica se han incrementado. Con objeto de proporcionar los servicios
que exigen los consumos, las acometidas para estas empresas se han proporcionado a nivel de subtransmisión en 85 y 230 kV, con los beneficios que implica la tarifa horaria para servicios en alta tensión, así como la continuidad, calidad y confiabilidad del servicio; por esta razón LyFC se ha visto en la necesidad de proyectar y construir las subestaciones que
proporcionan dichos servicios que se denominan subestaciones “Tipo Cliente”, cuya factibilidad se determina de acuerdo a la disponibilidad de líneas o subestaciones de LyFC cercanas al usuario.
Características de las subestaciones Tipo Cliente
Para evaluar la factibilidad de proporcionar el servicio en 85 o 230 kV, se debe de analizar el consumo de energía y demanda mensual, considerándose datos estadísticos, para valorar número y el tiempo de interrupción de servicio, del
posible o posibles alimentadores que abastecerán al cliente.
Estimar la inversión requerida por el cliente para el desarrollo del proyecto y construcción de la nueva subestación, considerando la infraestructura eléctrica existente (subestaciones y líneas).
Considerar la factibilidad si el cliente requiere una doble alimentación para
considerar transferencia automática.
Para la instalación de un interruptor de transferencia es necesario considerar 2 alimentadores conectados a fuentes diferentes para establecer la transferencia automática.
Los servicios en 85 y 230 kV se suministran en base a la carga por servir, (en
estudio técnico-económico). Para cargas menores a 5 MVA su factibilidad se evalúa considerando el número de interrupciones del servicio actual y los
posibles daños que se puedan provocar al existir variaciones de tensión que afecten procesos de producción.
Estas subestaciones Tipo Cliente se dividen en dos secciones eléctricamente interconectadas pero físicamente divididas. El proyecto y construcción de dichas subestaciones se realiza en dos tipos: convencionales y encapsuladas en
hexafloruro de azufre (SF6); ambos tipos es posible instalarlas a la intemperie
pero generalmente las de hexafloruro se construyen en edificios debido a que estas ocupan aproximadamente 20% de la superficie necesaria para las convencionales. La selección del tipo de subestación está determinada por el
costo, la superficie disponible, la facilidad de mantenimiento y el tiempo requerido en la adquisición de equipo y construcción. En alimentaciones radiales, por petición del usuario, es posible instalar subestaciones en SF6 con
envolvente trifásica.
Arreglos normalizados.
Los arreglos de estas subestaciones se pueden clasificar por el tipo de suministro y por su diagrama de conexiones.
Tipo de Suministro
Se agrupan en dos tipos genéricos:
¾ Con alimentación radial.
Las subestaciones con alimentación radial, se caracterizan por suministrar el servicio de una sola subestación de LyFC, para lo cual se tienen dos tipos de
sistemas: radial con una sola alimentación, donde la subestación suministradora abastece una sola subestación Tipo Cliente, ó radial con doble alimentación donde la subestación suministradora abastece a la subestación Tipo Cliente a través de dos líneas o cables.
Las subestaciones con alimentación en anillo, se caracterizan por abastecer al
cliente de dos o más subestaciones de LyFC diferentes y a su vez las propias subestaciones de Tipo Cliente se pueden interconectar entre sí.
Diagramas de conexiones
El diagrama de conexiones normalizado en las subestaciones de 85 kV es la barra sencilla, empleada en ambas tensiones y subestaciones convencionales o aisladas en gas de SF6
En las subestaciones de SF6 se adicionan cuchillas de puesta a tierra rápidas en
la salida de líneas y cuchillas de puesta a tierra lentas en el resto de la instalación adosada estas a las barras de la subestación y a las propias cuchillas desconectadas. El otro diagrama normalizado es el arreglo en anillo empleado en suministros de 230 kV convencionales o en SF6 que incluye un interruptor de enlace para efectos de mantenimiento. La acometida para cualquiera de los
arreglos y tensiones seleccionadas, puede efectuarse por medio de líneas de transmisión ó cables de potencia con aislamiento sintético extruido.
Tabla 1.9 Suministro de servicio Radial para subestaciones tipo cliente.
SISTEMA TENSION CLIENTE
Radial 85 kV Colgate Palmolive, Fundidora México, Vidriera Los Reyes,
Alpura, Cervecería Modelo y Procter & Gamble
Radial 230 kV Ferrocarriles, Alpla México, Envases Inovativos, Cementos
Cruz Azul, Bombeo Casa Colorada y Procter & Gamble.
Radial con doble
alimentación 85 kV Fisisa, Good Year Oxo y Penwalt.
NOTA: La dinámica del crecimiento del sistema puede modificar los datos.
Tabla 1.10Suministro de servicio con alimentación en anillo para subestaciones tipo cliente.
SISTEMA TENSIÒN CLIENTE
Anillo 85 kV
Aceros Corsa, Cementos Anáhuac, Chrysler de México, Ford
Motor Company, Industrial San Cristóbal, Nissan, Pemex,
Albany Internacional, Apa- Mex, Bonaffont, Envases
Plásticos, Guillette Manufactura, Kosa, Arteva y Polycom,
Metepec, Vidriera Toluca, Industrial de la Defensa Nacional,
Industria Militar, General Motors, Zapata Envases,
Cementos Apasco, Cementos Tolteca I, Aceros Nacionales,
Campos Hermanos, Cementos Cruz Azul, Cementos Tolteca
II, Autometales Vidrio Plano, Linde de México, Apaplastic,
Dana Heavy Axle, Durakon Mexicana, Avante Textil, Robert
Bosch, Tupperware Dart y Vitrofibras.
Anillo 230 kV Cartón y Papel, Vitrofibras, Estrella, Coca Cola, Oceanía y
Fábrica de Jabón La Corona
1.5 APLICACIONES
El incremento en la demanda debido a los usuarios de altos consumos, implica
un análisis de factibilidad que permita a cambio un incremento en la calidad del servicio y alta confiabilidad, realizando una inversión inicial que en un corto periodo, sean rentables considerando lo siguiente:
Es conveniente la construcción de subestaciones Tipo Cliente en tensiones de
subtransmisiòn, ya que el costo de la inversión se puede amortizar, en un periodo de 2 y 5 años, dependiendo del tipo de giro, procesos, demanda, etc. de cada usuario en particular.
Es deseable que la alimentación a subestaciones Tipo Cliente se haga de dos subestaciones diferentes para aquellas industrias que requieran alta continuidad
en el servicio, ya que con este tipo de arreglo las posibilidades de interrupción son mínimas.
Para las industrias con procesos continuos, el contratar tensiones de subtransmisiòn significa eliminar las pérdidas por interrupciones del servicio,
ya que en este nivel de tensión se reducen el número y el tiempo total de interrupciones.
1.6 INTERRUPTORES
Es un equipo que sirve para cerrar o abrir circuitos eléctricos, con o sin carga, o
con corriente de falla.
Los interruptores son los equipos que reciben la señal de disparo de los relevadores de protección que está en cortocircuito, de tal manera que al quedar este elemento aislado, el resto del sistema puede continuar en operación normal.
Los interruptores deben tener la capacidad suficiente para conducir momentáneamente la máxima corriente de cortocircuito, que circule a través de ellos y adicionalmente interrumpir esta corriente. Este equipo además de desconectar a un elemento del sistema en cortocircuito, tiene la función de cerrar o abrir un circuito de potencia en condiciones normales de operación o en
vacio.
Tipos de Interruptores
Para sistemas industriales y comerciales generalmente se emplean interruptores automáticos de baja tensión, que tienen la particularidad de operar
automáticamente al detectar sobre cargas o corrientes de corto circuito. Dentro de estos se tiene básicamente a los interruptores termomagnéticos que se usan en conjunto con otro dispositivo de control y protección, y los interruptores termomagnéticos encapsulados que se usan en forma individual para protecciones menos importantes.
que con solo poner en posición su palanca vuelve el suministro de energía, en los interruptores de seguridad hay necesidad de cambiar los fusibles dañados al
ocurrir una falla de corto circuito.
En muchos sistemas industriales y comerciales existe la necesidad de utilizar interruptores de potencia, ya que estos utilizan las tensiones de 13.2 kV, 23 kV o mayores.
Los interruptores con que se cuentan en LyFC en las subestaciones eléctricas son de gran volumen de aceite, bajo volumen de aceite en vacio, y en SF6.
Los interruptores que se tienen en la línea de 23 kV o en la línea de distribución son los interruptores 23601 PTR llamados por marca de fabricante de tipo
Alduty, que son con cámaras interruptivas doble o sencillas; son operados hasta con 600 A y están instalados en postes A-14, estos están instalados en troncales y subtroncales para operación con carga y con potencial. También se cuentan con los interruptores 23401 PTR tipo Driecher que son interruptores en aire
que se operan con carga y voltaje hasta carga de 400 A son instalados en poste A-14 con PTR, estos últimos se están reemplazando por falta de refacciones y mantenimiento ya que se desajustan rápidamente, y se operan sin carga y sin potencial.
Figura 1.1 Interruptor tipo acoplable en Subestación Eléctrica Blindada en arreglo doble barra doble interruptor.
En la Figura 1.2 se muestran los interruptores tipo Alduty en troncal de la red de 23 kV.
1.7 BANCO DE CAPACITORES
En las subestaciones de distribución se instalan bancos de capacitores para la compensación de potencia reactiva demandada por la red de distribución y los propios bancos de potencia de la misma subestación. Cada banco de capacitores normalmente tiene una capacidad de 12.6 MVAR repartidos en dos secciones de 6.3 MVAR cada una, conectadas en estrella con sus neutros aislados entre si y de tierra. Los dos grupos están conectados en paralelo y a través de un mismo interruptor a las barras colectoras de 23 kV. En la Figura 1.3 se muestra un banco de capacitores
1.8 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE.
Los transformadores de corriente su función es transformar la corriente de un circuito primario a un valor normalizado que sea aplicable a los diversos instrumentos de medición y protección.
Estos transformadores de corriente están diseñados para suministrar la magnitud de la corriente adecuada en aparatos de medición, protección o ambos, de tal manera que la corriente secundaria en las condiciones normales de uso, es proporcional a la corriente primaria y desfasada respecto a ella un ángulo cercano a cero.
Es de mucha importancia el uso de transformadores de corriente, ya que gracias a estos, se pueden reducir el valor de la corriente que circula por la línea a valores apropiados que fácilmente se pueden manejar.
El devanado primario del transformador de corriente se conecta en serie con el circuito que conduce la corriente que se pretende reducir y el devanado secundario generalmente se conecta en serie a los dispositivos de control y protección e instrumentos de medición y señalización.
1.8.1TIPOS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
Existen 3 tipos de TC según construcción
¾ Tipo devanado primario. Tiene más de una vuelta en el primario. Los
devanados del primario y secundario están completamente aislados y ensamblados permanentemente a un núcleo laminado, esta construcción permite mayor precisión para bajas relaciones.
¾ Tipo Barra. Los devanados primarios y secundarios están
completamente aislados y ensamblados permanentemente a un núcleo laminado. El devanado primario, consiste en un conductor tipo barra que pasa por la ventana de un núcleo.
¾ Tipo Boquilla (Bushing). El devanado secundario está completamente
1.9 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
Los transformadores de potencial permiten transformar las tensiones de distribución, subtransmisión y transmisión, en valores de baja tensión para realizar mediciones eléctricas y funciones de protección.
En estos transformadores la tensión secundaria es proporcional a la tensión primaria de acuerdo con la relación de transformación y considerando una diferencia de fase con un ángulo aproximadamente de cero.
Son básicamente transformadores convencionales con un devanado primario y un secundario sobre un núcleo común.
Son unidades monofásicas diseñadas y construidas para que la tensión
secundaria mantenga una relación mixta con la tensión en el primario.
1.10 SISTEMA CON MEDICIÓN REMOTA
Con objeto de transmitir al centro de control de operación redes las señales de medición generadas en las subestaciones, es decir realizar una medición remota,
para facilitar la transmisión se colocan transductores a la salida de los transformadores de instrumento. Estos convierten las señales a niveles de miliamperes, misma que se envían a la unidad terminal remota la cual a su vez la transmiten al centro de control del sistema por medio de los equipos de
comunicación (hilo piloto, onda portadora, banda lateral única y fibra óptica). Las señales que básicamente se transmiten por telemedición son: corriente, tensión, frecuencia, potencia activa y reactiva, energía activa y reactiva, pero prácticamente con el uso de los multimedidores, se puede realizar la telemedición de todos los parámetros de la subestación que miden estos
Figura 1.4 Unidad terminal remota para controles con el SCRAD
1.11 CUCHILLAS
Es el instrumento compuesto de un contacto móvil o navaja y de un contacto fijo o recibidor.
La función de las cuchillas consiste en seccionar, conectar o desconectar circuitos eléctricos sin carga, excepto cuando se trata de algunos tipos de cuchilla rompearcos.
1.11.1 TIPOS DE CUCHILLAS
Las cuchillas utilizadas en LyFC son las 23-401 y 23-601
Las cuchillas 23-401 son para línea de 23 kV que soportan hasta 400 A.
Las cuchillas 23-601 son para línea de 23 kV que soportan hasta 600 A.
[image:47.612.150.483.282.532.2]En la Figura 1.5 se observa un juego de cuchillas en poste CR-14
1.12 APARTARRAYOS
El apartarrayo es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones contra sobretensiones de tipo atmosférico y sobretensiones por fallas en el sistema eléctrico.
El apartarrayo se encuentra conectado permanentemente en el sistema, operando cuando se presenta una sobretensión de determinada magnitud, descargando la corriente a tierra.
Su principio general de operación se basa en la formación de un arco eléctrico entre dos explosores cuya operación esta determinada de antemano de acuerdo a la tensión a la que va a operar.
Las sobretensiones que se presentan en las instalaciones de un sistema pueden ser de dos tipos: Sobretensiones de tipo atmosférico y sobretensiones por fallas en el sistema.
1.12.1 TIPOS DE APARTARRAYOS
¾ Apartarrayos tipo autovalvular
Consiste de varias capas de explosores conectados en serie por medio de resistencias variables cuya función es dar una operación más sensible y precisa. Se emplean en los sistemas que operan grandes tensiones, ya que presentan una gran seguridad de operación.
¾ Apartarrayos de resistencia variable
CAPITULO 2
MANIOBRAS PARA SECCIONAR UNA RED
ELÉCTRICA DE 23 kV
2.1 INTRODUCCIÓN
Para seccionar una red de 23 kV en la zona central, es necesario que el sistema cuente con alimentadores de 23 kV mallados para dar flexibilidad al sistema, permitiendo delimitar las zonas en licencia o en disturbio y con esto dar solución a las contingencias que se presenten.
En el sistema interconectado de 23 kV se cuentan con cuadrillas de emergencia de líneas aéreas, foráneos, de distribución de pruebas y de cables subterráneos dispersas en todo la zona central y conurbada que atiende la entidad.
Para desarrollar estas maniobras, la comunicación es vía radio con consolas en los diferentes centros de operación y radios troncalizados que se tienen
instalados en las camionetas de las cuadrillas ya mencionadas.
Cuando se requiere seccionar un alimentador se pone en contacto vía radio el Operador de Redes de Distribución, con las cuadrillas de Emergencia a su cargo, para ejecutar las maniobras pre analizadas para ubicar y dirigir a esta,
cuadrilla, que se encuentra en las calles y solo vía radio es la comunicación. El apoyo de las cuadrillas es fundamental ya que Operación de Redes de Distribución cuenta con equipos con muy pocos equipos telecontrolados, como interruptores en las subestaciones telecontroladas, restauradores seccionalizadores y botoneras para realizar maniobras se cuentan con
31
y son operadas con potencial y con carga con un mecanismo, que esta sujeto al poste para realizar la operación en grupo e interruptores tipo Driecher en aire
también por el fabricante, estos interruptores se operan con potencial y con carga, también cuentan con un mecanismo para operación en grupo con un bastón que se encuentra fijo en el poste, con el tiempo estos interruptores se operan sin potencial y sin carga por la falta de mantenimiento preventivo por que se desajustan muy rápidamente, se cuentan con cuchillas de navaja o de
bastón que están son operadas sin potencial y sin carga el personal las opera con pértigas o bastones. También se cuenta con restauradores, seccionalizadores y botoneras sin telecontrol que son maniobradas por las cuadrillas de emergencia localmente en el panel de control, y si no es posible realizar la
maniobra quedan puenteados estos equipos por medio de las cuchillas de paso, para realizar el seccionamiento requerido y dejar la zona fuera o en licencia según los requerimientos o necesidades que amerite.
2.2 TIPO DE SUBESTACIONES
Los tipos de subestaciones con que cuenta el sistema interconectado central del país, son subestaciones telecontroladas y convencionales. En estas subestaciones se cuentan con diferentes arreglos como son el anillo, doble anillo, doble barra doble interruptor, barra principal con bus auxiliar, doble
2.2.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TIPO CONVENCIONAL
Las subestaciones convencionales de 23 kV se les llama de esta forma ya que se
cuenta con personal para efectuar la maniobra correspondiente de conectar y desconectar interruptores, bloquear relevadores, poner observaciones cuando se le de la instrucción.
El operador que se encuentra en una subestación convencional debe mantener la continuidad del servicio que suministra el equipo a su cargo.
Es el encargado de hacer trabajar a su equipo dentro de los límites de capacidad y eficiencia correspondiente a cada caso.
El operador en turno está autorizado para ejecutar maniobras en el equipo de estación que tiene a su cuidado.
Debe inspeccionar todo el equipo a su cargo periódicamente, con la frecuencia que resulte necesaria, según el caso, y no menos de dos veces durante el turno,
informando al O.R.D y al jefe de estación de cualquier anomalía que note en su funcionamiento.
Si en cualquier momento el operador de estación registra valores de voltaje, corriente, presión, temperatura etc., fuera de los límites fijados para la estación,
33
Figura 2.1 Tablero de una subestación Eléctrica convencional con comunicaciones directas con operación redes de distribución.
2.2.2 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO TELECONTROLADAS.
Las subestaciones telecontroladas de 23 kV se les llama de esta manera, ya que se tiene el control por medio de una Unidad Terminal Remota que controla interruptores, relevadores, capacitores. Este telecontrol que se utiliza hasta la
sala de Operación se le conoce como SICRAD ya que el control remoto de las maniobras ejecutadas en tiempo real desde la consola del operador para ejecutar cualquier maniobra es ejecutada en el momento que sea requerida para poder conectar y desconectar por telecontrol teniendo el control de estas
El sistema SICRAD es el telecontrol para ejecutar cualquier maniobra con el personal y cuadrillas que se encuentran distribuidas en la zona de influencia.
En este sistema, el Operador de Redes debe verificar cargas, conexión de los alimentadores verificando que los bancos al cual están conectados se mantengan en equilibrio para evitar sobre cargas; se tiene que revisar cargas en horas pico para poder calcular maniobras o seccionamientos adecuados para equilibrar las cargas del sistema con el fin de evitar botadas por sobrecargas o dañar
aislamientos por calentamiento y exceso de cargas para interconectar nuestros alimentadores y mantener la continuidad del sistema.
Con estas subestaciones telecontroladas se facilitan las informaciones para realizar maniobras de descargues ya que la información se tiene de primera
mano (las aplicaciones en este sistema es completo). Con respecto a la interconexión de otras subestaciones telecontroladas se puede verificar en el momento la transferencia de carga y los voltajes con los que queda hecha nuestra maniobra
35
Figura 2.2 UTR Unidad Terminal Remoto en una subestación Eléctrica para el telecontrol
2.3 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS
Los operadores deben tener en cuenta que cualquier error en las maniobras da origen o produce condiciones de peligro para la vida del ejecutor de las mismas, para la vida de otras personas y para la seguridad del equipo.
Maniobras en disturbio son aquellas que el Operador de estación ejecuta al
Bajo esta denominación se encuentran también comprendidas aquellas maniobras que el Operador de estación, ejecuta en otra parte del equipo, resulta
peligrosa y puede afectar durante un disturbio.
Los disturbios son debidos a dos causas principales, cortocircuitos en el equipo eléctrico y desconexión de equipos en sistema, que produce sobre cargas en otro equipo.
Ambas causas de disturbio pueden producir efectos semejantes, es decir, ambas
traen como consecuencia variaciones importantes en la frecuencia, voltaje y corriente.
Al ocurrir un disturbio por cortocircuito, los interruptores del equipo afectado deben botarse. Cuando la protección falla el operador de estación debe de
intervenir inmediatamente para abrir los interruptores que debieron haberse botado. El operador de estación debe actuar con eficiencia para detectar donde fue ocasionado el problema para poder desconectar el afectado o tratar de seccionar la parte dañada.
37
2.3.1 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS EN
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO CONVENCIONALES DE 23 KV.
Para la atención de disturbios en la Red de 23 kV, Se ejecutan las siguientes maniobras para una Subestación tipo convencional.
Al abrir un interruptor en una subestación tipo Convencional el operador de estación debe proceder de la siguiente manera:
1. Registra la hora y el relevador que opero.
2. Reponer las banderas indicadoras.
3. Operar de acuerdo con los instructivos de su estación. (La Subestación puede tener varios arreglos: interruptor y medio, doble barra doble interruptor, barra sencilla con interruptor de enlace etc.)
4. Comunicarse con el Operador de Redes. Para la información del horario
de la apertura, con la carga que registró antes de abrir y con que relevador o protección que ocurrió.
5. El Operador de Redes toma nota de estos datos del operador de estación que se comunica directamente por la Red de subestaciones. (es una línea directa
entre subestaciones y la sala de operación.
6. El Operador de Redes toma una decisión, dependiendo del alimentador que se haya abierto, si el alimentador tiene desarrollo aérea y subterránea (alimentador mixto) puede ser que opere el relevador 50-1,-2, 50-N o 51-1-2, 51-N, la instrucción que se le da al Operador de Estación, es conectar el
7. El Operador de Estación informa al Operador de Redes de la prueba, si la prueba fue correcta, el Operador de Estación informa a que hora quedo
conectado el interruptor de la subestación y con que lectura de carga queda registrada, en el relatorío queda asentada esta información para verificar y comparar estos registros con la bitácora donde se llevan los registros de las libramientos o conexiones y desconexiones de este alimentador y llevar un registro histórico de los eventos de este alimentador. Para realizar
comparaciones por fecha y horarios para calcular la falta de carga o registrar la carga efectiva de ese horario.
8. El Operador de Estación, informa que la prueba fue mala, por que la conexión del alimentador no fue correcta si no se volvió abrir, El Operador de
Redes procede a tener comunicación con el personal de quejas a su cargo, para que este personal reciba por vía telefónica datos o información si en la zona donde abarca y se desarrolla el alimentador los usuarios pueden dar algunos datos (Líneas rotas, transformadores flameando, aisladores rotos, postes
chocados, ramas sobre línea, fusibles quemados etc.)
9. El Operador de Redes, solicita personal de cuadrillas de emergencia, que se encuentran distribuidas en varias colonias de la zona que corresponde a su cuidado o supervisión.
10. Con la información que dio el Operador de Estación al Operador de
39
con mayor facilidad y prontitud para segmentar la falla y tener menor interrupción.
11. El sistema de disturbios en 23 kv cuenta con una diversidad de equipos controlados manualmente y automatizados. Se tienen equipos de seccionamiento telecontrolados SCADA (sistema de control automatizado para la adquisición de datos) como son Restauradores, seccionalizadores, botoneras para poder realizar alguna maniobra en el menor tiempo posible el TIU de está,
se toman varias directrices para poder cortar el TIU teniendo en cuenta las cargas horarias del alimentador afectado, con las cargas horarias de los alimentadores o circuitos que se pueden maniobrar para poder segmentar el alimentador dañado.
12. Con el personal de Quejas de emergencia (cuadrilla de líneas aéreas, foráneos y cuadrillas de cables subterráneos) se procede a segmentar la línea afectada teniendo que realizar pruebas al interruptor en la subestación para la confirmación de la zona dañada o dejar fuera la zona afectada para corregir la
falla.
13. Con las cuadrillas de emergencia a cargo, el Operador de Redes procede a seccionar la zona que menos interrupción ocasione, si es necesario se desconectan puentes o se corta la línea de 23 kV para dejar la zona menos afectada.
14. En la zona delimitada que tiene el daño o el problema, la misma cuadrilla procede a reparar, si cuenta con los recursos o puede reparar provisional la falla para solucionar la interrupción en el menor tiempo, una vez que no hay potencial en la zona afectada se procede a instalar un sistema de tierras. Para reparar la falla se otorga en licencia la zona afectada al mismo
15. Si al Operador de Redes le informan que no se tiene el material suficiente entonces sale de las posibilidades de las cuadrillas de emergencia y se
solicita el apoyo del ingeniero de turno de la zona en conflicto, o al sobrestante de la zona afectada para que se provean los recursos solicitados para reparar este daño y eliminar la interrupción.
16. El Operador de Redes, cuando la cuadrilla de emergencia a terminado con la reparación, da la instrucción a la cuadrilla de dirigirse para cerrar el
equipo que se abrió para hacer una prueba de aislamiento, con el propósito de verificar el potencial en la zona afectada.
17. El Operador de Redes, con un documento llamado queja de distribución registra los datos necesarios para la reparación definitiva del daño que se reparo
provisionalmente y este documento se encuentra foliado para la atención posterior del personal de manteniento.
18. Siguiendo los procedimientos se llena documentación en el sistema de disturbios llamado Fox que es un programa de datos donde es plasmada la
información y codificadas las anomalías del sistema.
41
NO
[image:61.612.91.506.63.494.2]SI
Figura 2.3 Procedimiento de la tencion a disturbios en una subestación convencional
En la Figura 2.4 se presenta el planero y el equipo con que cuenta el ingeniero Operador de Redes de distribución para auxiliarse y mandar a las cuadrillas a la ubicación de los equipos por calles y colonias para la atención de las maniobras y disturbios
Ocurre la falla
La prueba fue mala ,se abrió el
interruptor, se avisa Se manda personal de emergencia para segmentar la línea Registro del horario
de la apertura y con que relevador operó
Se checa la lectura de la carga y se coteja con la anterior. Se conecta el interruptor a los 4 minutos.
Conexión
Si no se tiene el material para reparar se solicita apoyo Se otorga la licencia al
personal de emergencia reparar
Se segmenta la falla con cuadrilla de emergencia.
Se energiza la zona seccionada y se verifica potencial Se regresa la licencia reparada la falla
Figura 2.4 Sala de Operación de Redes de Distribución Pedregal con planeros y sistema de comunicación
2.3.2 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS EN
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO TELECONTROLADA DE 23 KV.
Para la atención de disturbios en la RED de 23 kV, se ejecutan las siguientes maniobras cuando la subestación es tipo telecontrolada.
Al abrirse un interruptor en la subestación telecontrolada SICRAD (sistema integral de control remoto de adquisición de datos) el operador de redes,
reconoce la alarma visual y sonora generada en el sistema SICRAD. En el desplegado de este sistema aparece el horario de la apertura y el relevador que operó.
1. Registrar nota de la hora y relevador que operó.
2. Reconocer alarma visual y sonora en el sistema SICRAD.
3. El Operador de Redes, verifica si el alimentador de Red aéreo o Red subterránea, toma la decisión de la conexión del mismo previo se bloqueo el relevador de recierres (R-79), si el alimentador es aéreo o subterráneo los
43
permanente por tener sus fallas francas, los alimentadores aéreos se les realiza una conexión a los 4 minutos, después de haberse abierto, se realiza una
prueba bloqueando el relevador de recierres R-79 para descartar fallas subtransitorias. transitorias o permanentes.
4. El Operador de Redes conecta el alimentador a los 4 minutos después de ocurrida una falla transitoria, previo revisó el relevador operado. Si la prueba fue mala, por que el interruptor no conectó, se recibe información de la prueba
de la hora y relevador en el sistema SICRAD que opero, se solicita personal al coordinador de quejas para que se apoye con las cuadrillas de emergencia que se tienen distribuidas en la zona afectada o cerca de la zona el conflicto.
5. El sistema de disturbios de 23 kV cuenta con una diversidad de equipos
controlados manualmente y automatizados. Se tienen equipos de seccionamiento telecontrolados SCADA (sistema de control automatizado para la adquisición de datos) como son restauradores, seccionalizadores, botoneras para poder realizar alguna maniobra en el menor tiempo posible para que en
esta línea o circuito se toman varias directrices para poder cortar el TIU teniendo en cuenta las cargas horarias del alimentador afectado, con las cargas horarias de los alimentadores o circuitos que podemos maniobrar para poder segmentar el alimentador dañado.
6. Con el personal de quejas de emergencia (cuadrilla de líneas aéreas,
foráneos, pruebas y cuadrillas de cables subterráneos) se procede a segmentar la línea afectada teniendo que realizar pruebas al interruptor en la subestación para la confirmación de la zona dañada o dejar fuera la zona afectada para corregir la falla.
7. Con las cuadrillas de emergencia a cargo del Operador de Redes procede
abren equipos manuales como cuchillas individuales o cuchillas en operación en grupo con cámaras interruptivas hasta desconectar puentes o cortar la línea de
23 kV esto con el propósito de dejar la zona menos afectada.
8. En la zona delimitada que tiene el daño o el problema, la misma cuadrilla procede a reparar. Si cuenta con los recursos o puede reparar provisional la falla para solucionar la interrupción en el menor tiempo. Habiendo checado ausencia de potencial en la zona afectada proceden a instalar
su sistema de tierras. Para poder reparar la falla se otorga en licencia la zona afectada al mismo personal de emergencia.
9. Si al Operador de Redes se le informa que no tienen el material suficiente y sale de las posibilidades de las cuadrillas de emergencia se solicita
apoyo del ingeniero de turno de la zona en conflicto o al sobrestante de la zona afectada para que proveer de los recursos solicitados para reparar este daño y eliminar la interrupción.
10. Cuando la cuadrilla de emergencia ha terminado con la reparación, el
operador de redes da la instrucción a la cuadrilla de dirigirse para cerrar el equipo que se abrió para hacer una prueba de aislamiento, verificando el potencial en la zona afectada.
11. El Operador de Redes se apoya con el personal de manteniento con un documento llamado queja de distribución se toman los datos necesarios para la
reparación definitiva del daño (reparado provisionalmente) y este documento se encuentra foliado para la atención posterior del personal que atenderá con cuadrillas de línea viva para no tener interrupción en la zona afectada.
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La Figura 2.5 muestra el procedimiento de la atención de disturbios en una subestación tipo telecontrolada.
NO
[image:65.612.86.508.115.543.2]SI
Figura 2.5 Procedimiento de atención a disturbios en una subestación telecontrolada
Ocurre la falla SICRAD
La prueba fue mala se abrió el interruptor se avisa quejas.
Se manda personal de emergencia para segmentar la línea Registro del horario
de la apertura y con que relevador operó
Se checa la lectura de la carga en SICRAD Se conecta el
interruptor a los 4 minutos. SICRAD
Conexión
Si no se tiene el material para reparar se solicita apoyo Se otorga la licencia al
personal de emergencia reparar
Se segmenta la falla con cuadrilla de emergencia.
Se energiza la zona seccionada y se verifica potencial
Se regresa la licencia reparada la falla
Se concluye el
