REPÚBLICA DE VENEZUELA MINISTERIO DE LA DEFENSA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO DE LAS FUERZAS ARMADAS NACIONALES
I.U.P.F.A.N.
DISEÑO DE PROTOCOLO DE PRUEBAS A EQUIPOS EN LA SALIDA DE LOS TRAMOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
DE LA SUBESTACIÓN EL MACARO 230/115 KV.
TESISTA Br. GHEIDY PATRICIA GARCÍA C.
TUTOR ACADÉMICO: Ing. FRANCISCO M. GONZALEZ L. TUTOR INDUSTRIAL: Ing. ADAN ROMERO
MARACAY, ESTADO ARAGUA MAYO 1997
REPÚBLICA DE VENEZUELA MINISTERIO DE LA DEFENSA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO DE LAS FUERZAS ARMADAS NACIONALES
I.U.P.F.A.N.
APROBACIÓN DEL JURADO EXAMINADOR
DISEÑO DE PROTECOLO DE PRUEBAS A EQUIPOS EN LA SALIDA DE LOS TRAMOS DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN
DE LA SUBESTACIÓN EL MACARO 230/115 KV.
Este trabajo ha sido aprobado en nombre del Instituto Universitario Politécnico de las Fuerzas Armadas Nacionales, por el siguiente jurado:
Ing. Ing. Ing. Maracay, Mayo 1997 ii ii
REPÚBLICA DE VENEZUELA MINISTERIO DE LA DEFENSA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO DE LAS FUERZAS ARMADAS NACIONALES
I.U.P.F.A.N.
APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO
En mi carácter de tutor académico del Trabajo Especial de Grado, titulado: “Diseño de Protecolo de Pruebas a Equipos en las salidas de línea de transmisión de la Subestación MACARO 230/115 KV.”, presentado por la ciudadana Gheidy Patricia Garcia Corona, para optar por el título de Ingeniero Electricista, considero que dicho trabajo reune los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador que se designe.
Ing. Francisco Gonzalez C.I: 10758567 Maracay, Mayo 1996
REPÚBLICA DE VENEZUELA MINISTERIO DE LA DEFENSA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO DE LAS FUERZAS ARMADAS NACIONALES
I.U.P.F.A.N.
APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL
En mi carácter de tutor académico del Trabajo Especial de Grado, titulado: “Diseño de Protecolo de Pruebas a Equipos en las salidas de línea de transmisión de la Subestación MACARO 230/115 KV.”, presentado por la ciudadana Gheidy Patricia Garcia Corona, para optar por el título de Ingeniero Electricista, considero que dicho trabajo reune los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador que se designe.
Ing. Adan Romero C.I:
Maracay, Mayo 1996
iv
Al Alma Mater y a Dios que siempre me acompaña. A mi madre por guiarme siempre
hacia adelante. A mi padre por el cariño que me
brinda. A Conny solidaria siempre conmigo. A Jean Piero por el simple hecho de
existir.
A todos mis amigos, porque junto a ellos tuvo sentido el esfuerzo de llegar hasta aqui.
AGRADECIMIENTOS
No es posible completar un trabajo como el presente, sin recurrir a la ayuda de un gran número de personas. Quiero expresar mi agradecimiento a las diversas personas cuya cooperación hizo posible que se completara el presente trabajo.
Al Ing. Adán Romero, mi tutor industrial, por su gran interés en el proyecto y por su importante asesoramiento, con su ayuda fue posible la realización del mismo y a pesar de sus muchas ocupaciones no dejo de brindarme todo su apoyo.
A Alexander García y Servando quienes continuamente me prestaron asesoramiento y revisaron cuidadosamente el manuscrito e hicieron comentarios sumamente útiles, mejorando la presentación de los puntos tratados en el trabajo.
A mi tutor académico Ing. Francisco González, por su valioso asesoramiento que fue determinante en el desarrollo del trabajo.
A todas las personas que integran el grupo de INGENIERÍA GEIPE y VEDETECNIC INGENIERÍA por su colaboración desinteresada y su disposición a ayudarme.
A mi mamá, , gran parte de este trabajo lo debo a su guía y orientación cuando lo necesitaba, y por su ayuda en el desarrollo del marco metodológico.
A Conny, mi hermana quién junto con Iliana revisaron parte del trabajo.
vi
A mi papá por darme espacio, por estar a la disposición y permitir el desorden en su oficina.
A todos ellos y demás personas que colaboraron de alguna forma en la realización del trabajo, sinceramente, gracias.
INDICE GENERAL
DEDICATORIA v
AGRADECIMIENTOS vi
INDICE DE FIGURAS xiv
CAPITULO I
DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA
1.1.- Antecedentes de la Empresa 3
1.1.1.- Reseña Histórica 3
1.1.2.- Misión de la empresa 5
1.1.3.- Estructura Organizativa 5
1.2.- Planteamiento del problema 10
1.3.- Justificación 11 1.4.- Objetivo General 12 1.5.- Objetivos Específicos 12 1.6.- Alcance de la investigación 13 1.7.- Limitaciones 14 CAPITULO II MARCO TEÓRICO
2.1.- Pruebas Eléctricas a los equipos 15
2.1.1.- Pruebas de Fabrica 15
2.1.2.- Pruebas de Aceptación 16
2.1.3.- Pruebas periódicas de rutina 17
2.2.- Pruebas Funcionales 17
2.3.- Aislantes 18
2.3.1.- Clasificación de los aislantes 19
2.3.1.1.- Aislantes Líquidos 19
viii
2.3.1.2.- Aislantes Sólidos 21
2.3.1.3.- Aislantes Gaseosos 23
2.3.2- Pérdidas dieléctricas en los aislantes sólidos 23
2.4.- Pruebas de Aislamiento 24
2.4.1- Comportamiento del aislante a tensión continua 26
2.4.1.1.- Corriente Capacitiva 27
2.4.1.2.- Corriente de Absorción 28
2.4.1.3.- Corriente Superficial de fuga 28
2.4.1.4.- Corriente de Conducción 30
2.4.2.- Tipos de prueba con corriente directa 30 2.4.2.1.- Prueba de Resistencia de aislamiento 31 2.4.2.1.1.- Pruebas de Absorción dieléctrica 32 2.4.2.1.2.- Pruebas de Índice de polarización 33 2.4.2.2.- Pruebas de Alta Tensión de corriente directa 33 2.4.3.- Pruebas del aislante sólido con corriente alterna 33 2.4.3.1.- Pruebas de Alta Tensión aplicada 34
2.4.3.2- Pruebas de Factor de Potencia 34
2.4.3.3.- Comportamiento del aislante con corriente alterna 36
2.5.- Esquema de barras 38
2.6.- Tramo 43
2.6.1.- Tramo de salida de línea 43
2.6.2.- Tramo de transferencia 44
2.7.- Equipos de maniobra 45
2.7.1.- Disyuntores 46
2.7.1.1.- Capacidad nominal del disyuntor 46
2.7.1.2.- Componentes del disyuntor 50
2.7.1.2.1.- Cámara de extinción 51
2.7.1.2.2.- Columna o soporte a tierra 51
2.7.1.2.3.- Mecanismo de accionamiento 51
2.7.1.3.- Aislamiento de los disyuntores 52
2.7.1.4.- Clasificación de los disyuntores 54
2.7.2.- Seccionadores 55
2.7.2.1.- Tipos de Mandos de los Seccionadores 56
2.7.2.2.- Aislamientos en seccionadores 57
2.8.- Transformadores de medida 57
2.8.1.- Transformadores de intensidad 61
2.8.1.1.- Transformadores de intensidad para medida 62
2.8.1.1.1.- Clase de precisión 63
2.8.1.2.- Transformadores de intensidad para protección 64
2.8.1.2.1.- Clase de precisión 64
2.8.1.3.- Transformadores de intensidad con varios núcleos 65
2.8.2.- Transformadores de potencial 65
2.8.2.1.- Transformadores de tensión capacitivos 66 2.8.2.2.- Transformadores de tensión para medida 66 2.8.2.2.1.- Errores de tensión y de fase 66
2.8.2.2.2.- Clase de precisión 67
2.8.2.3.- Transformadores de tensión monofásicos para protección 68
2.8.2.3.1.- Clase de precisión 68
2.8.2.4.- Aislantes para Transformadores 68 2.9.- Generalidades de los relés de protección 71 2.9.1.- Protección primaria, secundaria y de respaldo 72 2.9.2.- Funciones del sistema de protecciones 73
CAPITULO II
MARCO METODOLÓGICO
3.1.- Tipo de investigación 74
3.2.- Áreas de investigación 75
3.3.- Base Documental 75
3.4.- Técnicas e instrumentos de recolección de datos 75
x
3.4.1.- Técnicas para la investigación 75 3.4.2.- Instrumentos de recolección de datos
76
3.5.- Fases de la investigación 76
CAPITULO IV
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
4.1.- Esquema de subestación MACARO 78
4.1.2.- Descripción general de la Subestación 79
4.2.- Esquema de protección 81
4.2.1.- Esquema de protección para los tramos de 230 KV 81 4.2.2.- Esquema de protección para los tramos de 115 KV 84 4.2.3.- Descripción de los relés utilizados en los esquemas de protección
en 230 y 115 KV 84
4.2.3.1.- Protección primaria 85
4.2.3.2.- Protección secundaria 88
4.2.3.3.- Relé de disparo Transferido 90
4.2.3.4.- Relé supervisor del circuito de disparo 91 4.2.3.5.- Relé verificador de sincronismo 92
4.3.- Disyuntores 93
4.4.- Seccionadores 96
4.4.1.- Enclvamientos 97
4.4.1.1.- Enclavamientos del tramo de salida de línea 99 4.4.1.2.- Enclavamientos del tramo de línea con la transferencia 100
4.5.- Transformadores de corriente 101
4.6.- Transformadores de potencial 101
4.7.- Equipos para pruebas 102
CAPITULO V
PROTOCOLO DE PRUEBAS
5.1.- Pruebas a los disyuntores 104
5.1.1.1.- Inspección visual 104
5.1.1.2.- Pruebas Funcionales 105
5.1.1.3.- Pruebas de características dieléctricas 106 5.1.2.- Procedimiento de las pruebas a los disyuntores 106
5.1.2.1.- Pruebas funcionales 106
5.1.2.2.- Pruebas de simultaneidad y tiempos de operación 118 5.1.2.3.- Medición de la resistencia de contactos 122 5.1.2.4.- Pruebas de aislamiento en disyuntores 122 5.1.2.4.1.- Conexión de las pruebas de aislamientos en disyuntores tipo “ I ”
con equipo DOBLE modelo M2-H. 123
5.1.2.4.2.- Circuito supresor de interferencia 125 5.1.2.4.3.- Interpretación de los resultados 127 5.2.- Pruebas a los relés de protección 127 5.2.1.- Relé verificador de tensión y sincronismo 129
5.2.2.- Relé de disparo 132
5.2.3.- Relé de recierre 134
5.2.4.- Protección primaria y secundaria 137
5.3.- Pruebas a seccionadores 138
5.3.1.- Inspección y pruebas 138
5.3.2.- Pruebas funcionales 139
5.3.2.1.- Pruebas funcionales a los tipos de mando 140 5.3.2.2.- Pruebas al sistema de enclavamientos 141 5.3.2.2.1.- Pruebas de enclavamientos del tramo de salida de línea 142 5.3.2.2.2.- Pruebas de enclavamiento del tramo salida de línea con transferencia 144
5.4.- Transformadores de corriente 146
5.4.1.- Inspección 146
5.4.2.- Pruebas a transformadores de corriente 146
xii
5.4.2.1.- Inyección primaria de corriente 147 5.4.2.2.- Verificación de la relación de transformación 149 5.4.2.3.- Medición de la carga conectada y verificación del cableado secundario 150 5.4.2.4.- Identificación de los núcleos 152
5.4.2.5.- Pruebas de direccionalidad 153
5.4.2.5.1.- Interpretación de los resultados 156
5.4.2.6.- Pruebas de aislamiento 158
5.4.2.6.1.- Pruebas de medición del factor de potencia 159 5.4.2.6.1.1.- Procedimiento de prueba de factor de potencia 159 5.4.2.6.2.- Medición de la rigidez dieléctrica del aceite 163
5.5.- Transformadores de potencial 165
5.5.1.- Inspección visual 165
5.5.2.- Verificación de la relación de transformación 166
5.5.3.- Verificación de la polaridad 169
5.5.4.- Verificación del cableado secundario y de la potencia 171
5.5.5.- Aceite aislante 172
5.5.6.- Medición del factor de potencia en el aislamiento 173
5.5.6.1.- Modelo dieléctrico 173
5.5.6.2.- Método de ensayo 174
5.5.6.3.- Interpretación de los resultados 176
CONCLUSIONES 177
RECOMENDACIONES 178
BIBLIOGRAFIA GLOSARIO ANEXOS
ANEXO A: Datos obtenidos, vaciados en planillas de prueba ANEXO B: Tablas estadísticas para pruebas de aislamiento
ANEXO C: Equipo de medición de factor de potencia marca DOBLE ANEXO D: Equipo de medición de tiempos de operación al disyuntor
marca SEDETEC
ÍNDICE DE FIGURAS
Fig.
1.1.- Estructura Organizacional de CADAFE 6 1.2.- Organigrama Estructural de la Dirección de Transmisión 7 1.3.- Organigrama Estructural de las Gerencias de Producción
del Sistema Oriental, Central y Occidental 9 2.1.- Diagrama Equivalente de un dieléctrico en C.C. 26 2.2.- Componentes de corrientes en tensión C.C. 29
2.3.- Corriente de conducción 30
2.4.- Circuito equivalente de un aislamiento 36 2.5.- Diagrama fasorial de las componentes de la corriente 37 2.6.- Diagrama Unifilar del Tramo de Salida de Línea 44 2.7.- Diagrama Unifilar Tramo Salida de Línea y Tramo de Transferencia
45
2.8.- Tiempos de operación del disyuntor 50 2.9.a.- Modelo dieléctrico de un disyuntor tipo I 53 2.9.b.- Modelo dieléctrico de un disyuntor tipo T 53 2.10.- Equivalente dieléctrico de un transformador de dos devanados 69 4.1.- Diagrama Unifilar de la Subestación MACARO 79 4.2.- Diagrama Unifilar de la salida de línea 230 kv. 83 5.1.- Esquema de conexión para la prueba 1, en UST en disyuntores 124 5.2.- Esquema de conexión para la prueba 2, en GST en disyuntores 124 5.3.- Diagrama del desfasaje proveniente del inyector de corriente 147
5.4.- Conexión del medidor de ángulos 154
5.5.- Esquema dieléctrico equivalente del TC. 160 5.6.- Conexión de prueba de aislamiento 161 5.7.- Esquema de conexión para las pruebas de aislamiento del TP. 162 5.8.- Conexión para realizar inyección primaria de tensión 167
xiv
5.9.- Nomenclatura de polaridad de acuerdo al orden de colocación
de los terminales 169
5.10.- Esquema de conexión en la prueba de polaridad con fuente D.C. 170 5.11.- Esquema de circuito y observación e la desviación de la
aguja en la prueba de polaridad con fuente D.C. 171 5.12.- Modelo circuital del transformador capacitivo 173
INTRODUCCIÓN
En la puesta en servicio de una Subestación, es necesario la realización de pruebas a los equipos recién instalados para asegurar que cumplan con las especificaciones y que estén instalados correctamente. Estas pruebas y verificaciones constituyen una de las partes más importantes del proyecto ya que las mismas permiten supervisar que la obra concluida se encuentra dentro de las especificaciones y que el sistema eléctrico opera en óptimas condiciones. El fin principal que persiguen dichas pruebas es el de aseverar el correcto funcionamiento de los equipos que se encuentran en la instalación.
La División de Protección y Medición de CADAFE se ve en la necesidad existente de poseer un manual de procedimiento de pruebas de aceptación aplicable a los equipos a nivel de transmisión en la salida de las líneas de la Subestación el MACARO 230/115 KV. y que a su vez sirva de guía durante el desarrollo de las futuras pruebas que se deban realizar para poner en servicio las Subestaciones.
Ante la necesidad de la empresa de energía eléctrica CADAFE de disponer de un manual que establezca las pautas a seguir para la evaluación de las condiciones dieléctricas y del funcionamiento de los equipos durante las pruebas de recepción, se realiza el estudio con fines de su aplicación como guía en el desarrollo de las mismas, para obtener resultados más confiables que permitan
asegurar la calidad de los equipos que integran el nuevo sistema, y que éste cumpla con las expectativas de ser confiable y eficiente.
El presente trabajo va dirigido fundamentalmente a realizar las verificaciones y pruebas para la recepción de obras de proyecto estableciendo las pautas que regulen la ejecución de estas, específicamente pruebas de recepción a los tramos de salida de línea en subestaciones energizadas.
CAPITULO I
DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA.
1.1.- ANTECEDENTES DE LA EMPRESA
1.1.1.- RESEÑA HISTÓRICA DE LA EMPRESA
La compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) como empresa pública es propiedad del Estado Venezolano a través del Fondo de Inversiones de Venezuela (FIV).
CADAFE se crea el 27 de Octubre de 1958, como resultado de la fusión de 15 empresas generadoras y distribuidoras de energía eléctrica, dependientes de la Corporación Venezolana de Fomento. No es sino hasta el 30 de Junio de 1959 cuando CADAFE comienza a generar, transmitir, distribuir y vender energía eléctrica.
En 1968 CADAFE y EDELCA se interconectan a través de la línea de transmisión Macagua-Santa Teresa a 230 KV, y es a partir de esta fecha cuando CADAFE comienza un gran crecimiento debido a la ampliación y construcción de subestaciones por la aplicación de políticas de construcción de plantas de generación, desarrollo del sistema de transmisión e intercnexión .
CADAFE es una empresa que se ha caracterizado por constituir un recurso indispensable para el desarrollo económico, social y cultural del país. La prestación del servicio ha requerido de una infraestructura de grandes inversiones en plantas, líneas, redes, subestaciones, mantenimiento y oficinas.
Con el fin de atender los requerimientos de los diferentes Estados, CADAFE se ha regionalizado, de forma que las empresas filiales de distribución y comercialización tengan un trato directo con los suscriptores, además de planificar el servicio tomando en cuenta las necesidades de cada comunidad. Las empresas filiales son ELECENTRO, ELEORIENTE, ELEOCCIDENTE Y CADELA.
CADAFE creó la Compañía Anónima Electricidad del Centro (ELECENTRO), empresa regional de distribución y comercialización de energía eléctrica, para atender a los estados Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Territorio Federal Amazonas.
ELEORIENTE se ocupa de los Estados Anzoátegui, Monagas, Bolívar, Nueva Esparta, Sucre y Territorio Federal Delta Amacuro.
ELEOCCIDENTE comprende los Estados Falcón, Lara, Yaracuy, Carabobo, Cojedes y Portuguesa.
CADELA incorpora los Estados Táchira, Mérida, Trujillo y Barinas.
En 1988 CADAFE llevo energía eléctrica a la Región Sur que abarca el Estado Apure y el Territorio Federal Amazonas, con la implementación del plan llamado “Sistema Sur”, el cuál integra a la ciudad de Puerto Ayacucho al Sistema Interconectado.
CADAFE dispone de un complejo sistema de redes y Subestaciones para satisfacer la demanda de las distintas regiones del país, satisface la demanda actual a través del suministro de energía eléctrica mediante subestaciones de distribución y transformación.
1.1.2.- MISIÓN DE LA EMPRESA:
La misión fundamental de CADAFE es Generar, Transmitir, Distribuir y vender Energía Eléctrica, en forma continua y rentable, para sustentar y promover el desarrollo económico del país y para mejorar el bienestar de la población asociada al uso del servicio Eléctrico.
El objetivo fundamental de esta empresa es garantizar que el servicio eléctrico que presta sea de un modo continuo, estable y confiable.
1.1.3.- ESTRUCTURA ORGANIZATIVA:
Actualmente la Organización de CADAFE está basada en la teoría Organizacional Lineo-Funcional, en la cual se destacan las líneas de autoridad y responsabilidad, así como las de comunicación, indicando la variedad de actividades que se realizan para alcanzar los objetivos de la empresa, de acuerdo con el Acta constitutiva, estatutos y disposiciones existentes, se puede apreciar en el Organigrama de la Estructura Organizacional de CADAFE.
Las Instancias Directivas vigentes en CADAFE, de acuerdo a su ordenamiento legal y a los cambios organizativos que se han desarrollado, son los siguientes:
- Asamblea General de Accionistas - Junta Directiva
- Junta Ejecutiva
- Jerarquía Organizativa de la Empresa: • Presidencia
• Vicepresidencia • Direcciones • Gerencias
• Y las Instancias sucesivas.
Figura 1.1 Estructura Organizacional CADAFE
La Dirección de Transmisión está adscrita a la vicepresidencia Ejecutiva de Generación y Transmisión, y cuenta para la realización de sus objetivos con las siguientes Gerencias:
Gcia. Gral .
Pta . Centro Dirección de Desarrollo
Dirección Coordinación Técnica Dirección Coordinación Comercial Dirección de Almacenes y Suministros Dirección Economía y Finanzas Dirección de Informática Dirección de Planificación Dirección de Transmisión Dirección de Generación Vicep. Ejecutiva
Generación y Transmisión Vicep. Ejecutivade Planificación Vicep. Ejecutivade Finanzas de Coordinación FilialesVicep. Ejecutiva Contraloría General Dirección de Secretaría Dirección de Información y Publicidad Dirección Relaciones Industriales Dirección de Consultora Jurídica PRESIDENCIA Junta Directiva
- Gerencia de operaciones.
- Gerencia de Coordinación de Sistemas.
- Gerencia de Producción Sistema Oriental (GPI). - Gerencia de Producción Sistema Central (GPII). - Gerencia de Producción Sistema Occidental (GPIII).
Los objetivos de la Dirección de Transmisión y de las Gerencias adscritas es planificar, dirigir y evaluar los programas, procesos y actividades relacionadas con la transmisión de Energía Eléctrica en el Sistema Eléctrico Nacional de CADAFE (SENC), el cual forma parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Fig. 1.2 Organigrama estructural de la Dirección de Transmisión
La Gerencia de Operaciones controla la Operación del Sistema Eléctrico Nacional de CADAFE (SENC), a través de los Despachos de Cargas, así como los estudios técnicos para la optimización de la calidad del servicio Eléctrico prestado.
Unidad Coord. Recursos Humanos Unidad Coord. Administrativa Unidad Coor. Técnica Despachos de Carga Sistema Central Sistema Oriental Gerencia de Coord. Sistemas Gerencia de Operaciones Dirección de Transmisión Vicepresidencia Ejecutiva de Generación y Transmisión Sistema Occidental
La Gerencia de Coordinación de Sistemas controla las actividades Técnico-Administrativas y de personal de Dirección de Transmisión, así como también sirve de enlace entre las Gerencias de Producción y las diferentes unidades organizativas de la Empresa, a fin de garantizar la efectiva gestión de dichas Gerencias.
La Gerencia de Producción organiza, planifica, controla y evalúa la Generación y Transmisión de Energía Eléctrica, en cada área geográfica (Oriente, Centro, Occidente y Sur), con el fin de suministrar continuamente la energía requerida por las empresas regionales de distribución y clientes especiales en forma estable y confiable, al menor costo de producción y en las mejores condiciones de conservación de los equipos e instalaciones.
Para el logro de sus objetivos la Gerencias de Producción cuentan con las unidades de Generación; Transmisión; Mediciones y Protecciones; Obras y Proyectos; Sistemas, Métodos y procedimientos de control; Relaciones Industriales; Administrativa y Control Previo; las cuales pueden ser vistas en Organigrama Estructural de las Gerencias de Producción en los diferentes Sistemas.
Div. De
Transmisión Div. Medicionesy Protecciones Unidad deSistemas Unidad Obrasy Proyectos GeneraciónDiv. de AdministrativaDivisión Dpto. Control Previo Div. Relaciones Industriales Gerencia de Producción Sistema Dirección de Transmisión Vicepresidencia Ejecutiva de Generación y Transmisión
Fig. 1.3 Organigrama Estructural de las Gerencias de Producción Sistemas Oriental, Central y Occidental
1.2.- Planteamiento del problema:
Al poner en servicio una Subestación es necesario realizarle pruebas de aceptación a los equipos o elementos involucrados en el sistema, donde se evalúen
las condiciones respecto al estado de los equipos para garantizar su correcta operación al ser instalados en la Subestación.
Años atrás CADAFE contaba con una unidad encargada de pruebas de equipos de transmisión en subestaciones, llamado Departamento de pruebas de Subestaciones, la cual espiró en sus actividades hace aproximadamente 5 años atrás, ésta por decisión de la alta gerencia le correspondió a la División de Protección y Medición de las distintas Gerencias de Producción asumir la responsabilidad de esta actividad, aún cuando su infraestructura técnica (equipos y humanos) no estaban totalmente adaptado a los mismos, debido a la formación y al tipo de actividad particular (sistema de protección y sistema de medición) que por su naturaleza desarrolla.
En tal sentido se hace necesario para la División de Protección y Medición contar con una serie de normas y disposiciones que les permitan realizar las pruebas de aceptación bajo ciertas especificaciones técnicas que precisen dar con un criterio altamente técnico en la evaluación que se hace a un equipo.
Por tales motivos la División de Protección y Medición de CADAFE desea normalizar un Protocolo de Pruebas de Aceptación, el cual abarque las consideraciones para la selección del tipo de prueba más adecuada para los equipos encontrados en la salida de la línea de transmisión y pautas a seguir necesarias al ejecutarse dichas pruebas.
Actualmente es necesario realizar las pruebas de aceptación para los equipos a la salida de dos tramos de líneas de transmisión de Caña de Azúcar a nivel de 230 KV. y dos tramos de líneas de San Jacinto a 115 KV., ambas en la ciudad de Maracay, con sus respectivos circuitos de protección y medición en la Subestación el MACARO 230/115 KV. de la Zona II de transmisión de CADAFE, siendo
necesario el desarrollo de un Protocolo de Pruebas a fin de conformar la documentación requerida para la evaluación de estos equipos.
1.3.- Justificación:
Motivado a que el Departamento de Protección y Medición CADAFE no dispone de una referencia documental acerca de las pruebas a los equipos utilizados en sus esquemas de potencia en transmisión, es necesaria la creación de un manual donde estén bien definidos los parámetros y condiciones necesarias a evaluar en los equipos utilizados a la salida de los tramos de líneas de 230/115 KV. de la Subestación el MACARO para su aplicación en la ejecución de las pruebas.
Además este protocolo de pruebas que se requieren al poner en servicio la Subestación servirá como documentación técnica de apoyo y guía al ejecutar las mismas. De este modo asegurar la eficiencia del servicio al realizar las pruebas bajo procedimientos establecidos por criterios unificados que certifiquen la aceptación de los equipos con la obtención de resultados más confiables en cuanto al estado de los mismos.
Esto permitirá a su vez poseer un estándar de procedimientos de pruebas de aceptación a los equipos de transmisión de CADAFE que servirá como registro de la forma de realizar las pruebas y permite su aplicación en las futuras Subestaciones que vayan a implementarse, facilitando la ejecución de las mismas y mejorando la forma de evaluar los equipos.
Ciertamente es importante que durante la ejecución de las pruebas se siga un procedimiento establecido con el fin de obtener mayor garantía de la veracidad del resultado de dichas pruebas y evitar introducir mayores errores humanos.
La aplicabilidad del Protocolo de Pruebas es fundamental para el desarrollo adecuado de estas, ya que permite llevar a cabo de un modo eficiente el método bajo el que se realizará dicha prueba para determinar las condiciones y funcionamiento de los equipos en prueba, así como la correcta interpretación de los resultados que arrojen las mismas.
1.4.- Objetivo General
Diseño de un Protocolo de Pruebas de aceptación de los equipos a la salida de los tramos de líneas de transmisión de Caña de Azúcar a nivel de 230 KV. y líneas de San Jacinto a 115 KV. con sus respectivos esquemas de protección y medición en la Subestación el MACARO 230/115 KV. de la Zona II de transmisión de CADAFE.
1.5.- Objetivos Específicos:
1.- Reconocimiento de equipos en las instalaciones sometidas a prueba y determinar las características propias de los diferentes equipos sometidos a prueba.
2.- Determinar los tipos de pruebas que deben realizarse a los equipos de transmisión así como a los de protección.
3.- Evaluar los equipos de transmisión y los de protección según el tipo de prueba determinada mediante la realización de ensayos.
4.- Elaborar las planillas tipo para cada equipo de transmisión y protección involucrado que se utilizarán como formato al realizar las pruebas, con vaciado de información, a fin de tener un registro detallado del procedimiento llevado a cabo y de todos los aspectos concernientes a las pruebas efectuadas para cada equipo.
5.- Evaluar los resultados obtenidos para la aceptación de los equipos y establecer los parámetros, condiciones apropiadas y la metodología a seguir bajo los cuales se realizan las pruebas de aceptación de los equipos.
6.- Elaborar una serie de especificaciones particulares para el procedimiento de las pruebas de aceptación de los diferentes equipos de transmisión para los tramos de las líneas pertenecientes a la Subestación el MACARO.
1.6.- Alcance:
La investigación se fundamenta en la elaboración de un manual para los equipos de transmisión y sus respectivos elementos en los circuitos de protección y medición en tramos de líneas de 230/115 KV. en la S/E el MACARO para su aplicación en la ejecución de las pruebas de aceptación de los mismos, determinado si el equipo cumple con las especificaciones y que su funcionalidad es correcta.
En esta investigación se limita a utilizar sólo aquellos criterios necesarios para la realización de las pruebas de aceptación a los equipos de transmisión involucrados en los tramos mencionados, desarrollando aspectos tales como la selección de estas de acuerdo al tipo de equipo, la forma adecuada de realizarse y las pautas a seguir para realizarlas de forma adecuada.
1.7.- Limitaciones:
- Dificultad para accesibilidad al personal técnico encargado de la parte de realización de pruebas a equipos por poca disponibilidad de tiempo.
- Adversidad de las condiciones atmosféricas para realización de ensayos. - Indisponibilidad a las instalaciones para la realización de pruebas por condiciones de servicio.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1.- PRUEBAS ELÉCTRICAS A LOS EQUIPOS:
Los tipos de pruebas que se pueden realizar a los equipos se pueden dividir en tres grupos:
- Pruebas de fábrica. - Pruebas de aceptación.
- Pruebas periódicas de mantenimiento. 2.1.1.- PRUEBAS DE FABRICA
En las pruebas de fábrica se utilizan mesas de prueba especialmente diseñadas, líneas de transmisión artificiales y fuentes de corriente elevadas. Se trata en lo posible de simular condiciones en la que los equipos se van a encontrar en la práctica.
En la construcción o reparación de equipos se efectúa un protocolo de pruebas antes de entregarlo, estas pruebas son conocidas como pruebas de control de calidad de fabricación o reparación.
2.1.2.- PRUEBAS DE ACEPTACIÓN
Las pruebas de aceptación o recepción se realizan generalmente una vez, cuando se efectúa la puesta en marcha del equipo recién instalado. Se efectúan normalmente en los equipos nuevos o reparados.
Las pruebas se hacen en la Subestación posteriormente a las pruebas de fabrica para cerciorarse que el equipo recién instalado no ha sido dañado en el transporte o en su instalación. En estas pruebas se puede exigir de ser necesario, un mantenimiento correctivo o devolver el equipo a la fabrica si el desperfecto es grave.
Estas pruebas se hacen para determinar lo siguiente:
a.- Si el equipo cumple con las especificaciones y para establecer los parámetros en pruebas futuras.
b.- Asegurar que el equipo fue instalado correctamente sin sufrir daños. La realización de estas pruebas es imprescindible, ya que siempre es probable que ocurran daños a los equipos durante la ejecución de los trabajos para la instalación de los mismos, así como laverificación de su correcto funcionamiento.
También con estas pruebas, es posible sentar un punto de partida de un buen mantenimiento, empezando un historial de pruebas con el fin de constatar en el futuro, el progresivo envejecimiento de los parámetros del equipo.
2.1.3.- PRUEBAS PERIÓDICAS DE RUTINA
Las pruebas periódicas de rutina o mantenimiento se efectúan por planificación, a petición o por motivos tales como dudas del buen funcionamiento del equipo, cambio del diseño original de fabricación o reemplazo de partes dañadas. Estas pruebas se efectúan periódicamente y durante toda la vida útil del equipo.
Con estas pruebas se pueden detectar desperfectos de un equipo ya en uso y prepararle una salida correctiva o cerciorarse que el equipo cumple con todas sus funciones de una manera segura y eficiente.
Las pruebas de mantenimiento a los equipos de protección consisten básicamente en la realización de un mínimo número de pruebas para asegurar que el sistema seguirá operando correctamente. Normalmente se hace una inspección visual y pruebas de inyección secundaria a fin de verificar que algunos parámetros de los equipos de protección cumplan con los valores mínimos requeridos para asegurar la integridad del sistema de protecciones.
Muchas veces, estas pruebas de rutina se efectúan a los equipos de protección mientras se les hace mantenimiento a los equipos de potencia, para aprovechar los períodos de desenergización del sistema de potencia.
2.2.- PRUEBAS FUNCIONALES
Estas pruebas son ejecutadas para verificar el correcto funcionamiento de los equipos. Estas deben cubrir todos los equipos de maniobra, señalizaciones, sistemas de aire comprimido, transformadores y en general todos aquellos
dispositivos cuyo funcionamiento debe ser verificado para garantizar que dichos equipos funcionan correctamente.
Consisten en inyecciones secundarias en transformadores de corriente y de tensión y en simulaciones de señales eléctricas para comprobar la calidad de los circuitos y del equipamiento en baja tensión.
Estas pruebas se ejecutan en forma individual y en conjunto, donde los ensayos se realizan a un equipo en particular y a varios de ellos como un todo. Las pruebas en conjunto se realizan una vez finalizadas exitosamente las pruebas individuales.
Las pruebas de aceptación incluyen este tipo de pruebas a los equipos, donde se ejecutan operaciones para comprobar que se realicen sin ningún tipo de detalles.
Entre las principales pruebas se pueden mencionar las siguientes: - Enclavamientos entre seccionadores y disyuntores.
- Señalización. - Control.
- Mandos locales y remotos.
- Inyecciones secundarias de transformadores de corriente y transformadores de tensión.
- Alarmas visuales, acústicas, locales y remotas. - Otras.
En general todos aquellos materiales que no son conductores se les llama materiales aislantes, por su baja conductividad impiden el paso de la corriente que los atraviesa. Estos materiales poseen propiedades dieléctricas que presentan un aumento de la constante proporcional εr, conocida como constante dieléctrica relativa.
A diferencia de los conductores, en los aislantes las cargas positivas y negativas, hablando desde el punto de vista atómico, no son libres de moverse cuando están bajo la influencia de un campo eléctrico externo, como sucede con los electrones en los metales conductores, sin embargo se origina un desplazamiento relativo de dichas cargas producidas por el efecto de un campo exterior, este fenómeno se conoce como polarización de la substancia.
El aislante de un equipo está formado por materiales dieléctricos que sirven para obstaculizar el paso del fluido eléctrico entre dos puntos con diferente potencial de tensión. La vida útil de un equipo depende fundamentalmente del buen estado de estos componentes.
2.3.1.- CLASIFICACIÓN DE LOS AISLANTES
Los aislantes se clasifican según sus características físicas de la siguiente manera:
- Aislantes líquidos. - Aislantes sólidos. - Aislantes gaseosos.
Los aislantes líquidos desempeñan un papel muy importante en la técnica de aislamiento, debido principalmente a que además de tener una rigidez dieléctrica relativamente alta que los hace buenos dieléctricos, protegen a los aislamientos sólidos contra la humedad y el aire y transmiten calor por convección.
Las principales características de los aislantes líquidos son:
- Propiedades físicas como densidad, coeficiente de dilatación, conductividad térmica, calor específico, viscosidad, constante dieléctrica, estas propiedades dependen de la constitución química de los diferentes aislantes.
- Propiedades dieléctricas, como la rigidez dieléctrica que depende de las impurezas disueltas en el líquido, o bien sustancias en suspensión como fibras o gotas de agua que aparecen durante la fabricación o uso.
Los aislantes líquidos pueden dividirse en cinco grupos principales que son los hidrocarburos (aceites minerales), hidrocarburos aromáticos clorados, hidrocarburos fluorados, aceite de silicona y otros aislantes líquidos como el aceite de ricino. De estos aceites aislantes los que tienen mayor aplicación en las técnicas de alta tensión son los aceites minerales y los hidrocarburos aromáticos clorados.
El aceite mineral está constituido por la mezcla de gran variedad de hidrocarburos; entre ellos se encuentran los aceites de metano, aceites de nafta y aceites naftametános. Se emplean en restauradores, seccionadores e interruptores como refrigerantes, aislante eléctrico y elemento de extinción del arco eléctrico, también se emplean en capacitores y cables. Estos tipos de dieléctricos presentan la desventaja de que tienden a oxidarse.
Los hidrocarburos aromáticos clorados son dieléctricos líquidos sintéticos que resultan permanentes, inoxidables e incombustibles. Algunos de estos aceites son el Ascarel, Pyramol, etc.
2.3.1.2.-AISLANTES SÓLIDOS
Los aislantes sólidos desempeñan un papel muy importante en las instalaciones eléctricas de transmisión y distribución. La vida de una máquina eléctrica depende fundamentalmente de la vida de sus aislamientos.
Existen varios tipos de materiales aislantes sólidos, como son:
- Materiales cerámicos, vidrios y cuarzo: Los materiales inorgánicos como la arcilla son utilizados en variadas proporciones, como la porcelana, que es el producto cerámico más noble, compacto y blanco de todos y se emplea en aisladores de alta y baja tensión, para bajas y altas frecuencias, condensadores piezas aislante, tubos de protección para aislamientos térmicos, etc.
- Compuestos de titanio: Estos se emplean cada día más en la fabricación de condensadores y se caracterizan por su alta constante dieléctrica.
- Oxicerámica: Es una evolución de las porcelanas con alto contenido de oxido de aluminio (Al2O3) y tienen la particularidad de presentar mayor resistencia al fuego y mejor conductividad térmica. Se emplean básicamente en la fabricación de bujías de encendido y protección de elementos térmicos.
- Vidrio: Son cuerpos sólidos transparentes de consistencia frágil. Sus aplicaciones más importantes son aisladores para electrofiltros, componentes de rectificadores, tubos de descarga y aparatos de alta frecuencia.
- Materiales fibrosos: Papel, tejidos y madera. De las materias más empleadas en las técnicas de alta tensión se tienen las materias fibrosas, las más usadas son el papel de celulosa y sus similares.
El papel es un producto de fibras compuesto básicamente de celulosa que puede contener algunos materiales inorgánicos como vidrio y mica. Se ven muy afectados por el contenido de humedad, volumen de poros e impurezas.
Existen papeles a base de fibras sintéticas integradas y tienen una resistencia mecánica mucho menor, pero tienen la ventaja de ser incombustibles y soportan temperaturas más altas que los papeles de celulosa.
El papel es un material poroso fácilmente atacado por la humedad, y por esta razón no se emplea sólo como material aislante, se utiliza sumergido en un aislante líquido o impregnado en algún barniz o en algunas ocasiones rodeado de gas seco a presión. El papel en aceite mineral cumple fines de separar conductores y soportar solicitaciones mecánicas, se aplica en gran escala en equipos estacionarios como transformadores, condensadores, cables.
- Mica: Uno de los materiales eléctricos que presenta grandes ventajas para su aplicación en máquinas eléctricas es la mica, debido a sus excelentes características dieléctricas y a su gran resistencia al calor.
- Productos sintéticos: Estos son sustancias artificiales que se obtienen por el procedimiento de enlazar moléculas para formar macromoléculas. Algunos de estos materiales pertenecen a la clase del polietileno, siliconas, poliésteres, poliuretanos.
- Barnices aislantes: Son mezclas de recinas, aceites, asfalto y similares que aplicados a algunos elementos los aíslan eléctricamente.
2.3.1.3.- AISLANTES GASEOSOS
Este tipo de aislantes tienen limitadas aplicaciones debido a las características propias de su estado.
Los aislantes gaseosos más utilizados son el aire y el hexafluoruro de azufre (SF6). El SF6 se emplea en disyuntores, transformadores, barras de distribución y subestaciones blindadas. El aire básicamente se aplica como aislamiento externo, ya que las superficies de los aislamientos sólidos del equipo están en contacto con el aire circundante, que representa un medio bajo el cual hace menos propensas a aparecer a las descargas superficiales.
2.3.2.- PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS EN LOS AISLANTES SÓLIDOS
La mayoría de los aislantes sólidos cuando se encuentran bajo la acción de un campo eléctrico variable, permiten el paso de una corriente pequeña ya que se comportan en parte como conductores, esto ocasiona pérdidas que se manifiestan en forma de calor.
La energía que se disipa de esta forma se debe a las pérdidas dieléctricas que son básicamente de tres tipos:
a) Pérdidas por conducción (muy pequeñas y de poca importancia): Aparecen en los aislantes por efecto de traslación de cargas eléctricas que pueden ser electrones o iones. La conducción electrónica se debe al movimiento libre (en
cantidades pequeñas) que existen en todos los materiales aislantes, originando una corriente eléctrica que engendra calor y pérdida de energía.
b) Pérdidas de polarización: Se deben a los movimientos de los dipolos que tienden a orientarse por la acción de un campo eléctrico. En estas pérdidas la frecuencia es muy importante ya que para corriente continua a frecuencias muy bajas o muy elevadas no hay pérdidas considerables, pero existe un rango de frecuencias en el que las pérdidas si son considerables.
c) Pérdidas por histéresis dieléctricas: En los aislantes sólidos se presenta un fenómeno de histéresis dieléctrica semejante a la histéresis magnética en los materiales magnéticos. Esto origina una distribución con variaciones y caída de tensión de sentido contrario al campo aplicado lo que origina que se puedan presentar diferencias de potencial muy fuertes en determinadas capas.
Las pérdidas dieléctricas dependen directamente del volumen y la configuracióndel aislante, además de la tensión de prueba aplicada.
Las fallas de aislamiento se producen por: - Formación de arcos:
• Sobretensiones de maniobra. • Sobretensiones atmosféricas
- Pérdidas excesivas causadas por envejecimiento del aislamiento. - Por contaminación externa como polvo, humedad, etc.
- Por agentes externos al sistema (contactos de objetos externos con partes energizadas).
Las pruebas de aislamiento se efectúan normalmente aplicando alta tensión al equipo, para así medir las corrientes de fuga que aparecen en esta prueba.
Un exceso de corriente de fuga, indica el deterioro del dieléctrico o una falla incipiente del aislamiento. La prueba del dieléctrico puede ser efectuada con corriente directa o corriente alterna.
Para evaluar las condiciones del aislamiento de un equipo es necesario realizar las pruebas en:
- Corriente alterna. - Corriente continua.
A continuación se presenta algunas ventajas y desventajas de la prueba con corriente directa:
Ventajas:
- La prueba con corriente directa es considerada mucho menos perjudicial para el aislante que la prueba de corriente alterna.
- Se puede leer y registrar en todo momento la medición de la corriente de fuga mientras está en curso la prueba en corriente directa.
Desventajas:
- En los transformadores, la distribución de los campos de alta tensión de corriente directa es diferente de como se distribuyen en estos mismos equipos los campos de alta tensión de corriente alterna.
- Después de la prueba en corriente directa la tensión capacitiva residual debe ser cuidadosamente descargada.
- El tiempo requerido para efectuar la prueba en corriente directa es mucho más largo que la prueba en corriente alterna.
El comportamiento eléctrico de un aislante sometido a tensión equivale al circuito eléctrico de un condensador, el cual puede representarse mediante el esquema eléctrico mostrado en la figura 2.1.
C RA
RL
Figura 2.1 Diagrama equivalente de un dieléctrico en C.C.
Donde :
C = Capacitancia
RA = Resistencia de absorción. RL = Resistencia de fuga.
2.4.1.- COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO DEL AISLANTE A TENSIÓN CONTINUA
Cuando se somete a tensión continua a un aislante sólido las corrientes de fuga se discriminan como sigue:
a) Corriente capacitiva.
b) Corriente de absorción del dieléctrico.
c) Corriente por pérdidas superficiales del dieléctrico. 2.4.1.1.- CORRIENTE CAPACITIVA
Es la corriente que se genera en el aislante sólido al aplicar alta tensión. El valor de la corriente de carga es función del tiempo y tiene inicialmente un valor elevado que disminuye rápidamente hasta alcanzar un valor despreciable a medida que el capacitor se carga.
Al iniciarse las pruebas en corriente continua, no debe tomarse en consideración esta corriente como medida de referencia y más bien hay que esperar que disminuya y casi se estabilice para tomar una lectura definitiva de la medición sin que intervenga de un modo considerable esta corriente.
Para determinar la corriente capacitiva se usa la siguiente formula:
Ic E R T RC
e
= − Donde:E = Tensión nominal del equipo.
R = Resistencia total del circuito (RA+r) T = Tiempo después de aplicar el voltaje. C = Capacitancia equivalente del condensador. r = Resistencia de la fuente.
2.4.1.2.- CORRIENTE DE ABSORCIÓN:
La corriente de absorción es alta al iniciarse la aplicación de la tensión y luego decrece lentamente hasta estabilizarse. Esta corriente se origina por la baja resistencia inicial del aislamiento que equivale a un condensador.
El bajo valor de resistencia del aislamiento inicial está originado en parte por la corriente de absorción dieléctrica, la cual disminuye con el tiempo, requiriendo generalmente más de diez minutos para alcanzar un valor despreciable.
A continuación se indica la fórmula para calcular la corriente de absorción: Ia = A.V.C.T-B
Donde:
Ia = Corriente de absorción
V = Tensión de prueba en Kilovoltios. C = Capacitancia en microfaradios.
A y B = Constantes proporcionales que dependen del aislamiento. 2.4.1.3.- CORRIENTE SUPERFICIAL DE FUGA
La corriente superficial de fuga se genera en la superficie del aislante, entre dos puntos conductores con diferente potencial.
La resistencia de aislamiento es más alta cuando la superficie del aislante está limpia, La corriente de fuga debe ser minimizada limpiando cuidadosamente la superficie del material aislante y del conductor antes de empezar las pruebas de tensión aplicada.
La corriente de fuga prácticamente no varia con el tiempo para un voltaje aplicado, y es esta corriente el factor principal por el cual se puede juzgar un aislamiento.
La corriente de fuga se calcula mediante la siguiente ecuación:
Ifuga E Rs
=
Donde Rs es la resistencia total del aislamiento (RL + r)
Tanto la corriente de absorción como la corriente capacitiva pertenecen al régimen transitorio y la corriente de fuga es de caracter permanente. La componenet ecapacitiva tiene una constante de tiempo mucho menor que la de absorción. La Figura 2.2 muestra las componentes de las corrientes de fuga cuando el aislante se somete a tensión continua.
I
corriente total corriente capacitiva corriente de absorción
Fig. 2.2 Componenetes de corrientes en tensión C.C. 2.4.1.4.- CORRIENTE DE CONDUCCIÓN
Es la corriente que atraviesa el aislamiento, alcanza un valor prácticamente constante una vez que haya disminuido la corriente de absorción dieléctrica.
El bajo valor de resistencia de aislamiento inicial causado por la corriente capacitiva y la corriente de absorción dieléctrica hacen que la corriente de conducción tenga un valor pequeño, que irá en aumento hasta estabilizarse cuando se hayan decrementado significativamente dichas corrientes, así como se muestra en la siguiente figura:
I
t Fig. 2.3 Corriente de conducción 2.4.2.- TIPOS DE PRUEBAS CORRIENTE DIRECTA
Los tipos de pruebas en corriente directa son los siguientes: • Prueba de resistencia de aislamiento.
2.4.2.1.- PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
La resistencia de aislamiento es la resistencia en Megaohms que ofrece un aislamiento a un voltaje aplicado de corriente directa. La prueba de resistencia dieléctrica del aislante se efectúa aplicando tensiones de prueba que van desde 100 V. hasta 10 KV, usando un instrumento (MEGGER) que genera esta tensión y mide la resistencia del material en megaohms.
Esta prueba determina el grado de deterioro del material aislante.
La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor de del aislamiento e inversamente con el área del aislamiento bajo prueba.
Los factores que influyen en la medición de la resistencia de aislamiento son los siguientes:
- Efecto de carga previa: Que puede provenir de una operación normal del generador con neutro aislado o de una medición anterior de la resistencia de aislamiento.
- Humedad: La humedad que entra en contacto con el aislamiento hace que la resistencia de aislamiento baje considerablemente.
- Temperatura: Cuando se hace la medición de la resistencia de aislamiento es conveniente hacerlas a la misma temperatura o referirlas a una temperatura base, ya que en la mayoría de los aislamientos, la resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura.
Todas las mediciones de resistencia de aislamiento deben ser corregidas para una temperatura de referencia de 20ºC.
La resistencia dieléctrica puede ser determinada por los métodos siguientes: - Medición de resistencia vs. tiempo ( relación de absorción).
- Índice de Polarización.
2.4.2.1.1.- PRUEBA DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA
Un buen aislamiento muestra durante la prueba de megado, un continuo aumento del valor de resistencia. Por otra parte un sistema aislante contaminado por humedad, sucio u otros, muestra un bajo valor de resistencia que no aumentará mientras dure la prueba.
En un buen aislante, el efecto de la corriente de absorción decrece durante la prueba. Al contrario, en un sistema con el aislamiento en malas condiciones, el efecto de absorción no disminuye y es perpetuado por altas corrientes de fuga.
La prueba de resistencia vs. tiempo no es influenciada por la temperatura o el tamaño del equipo en prueba. Con esta prueba se puede determinar las condiciones del aislamiento. El valor de la relación resistencia/tiempo puede indicarnos las condiciones de aislamiento. La relación existente entre la lectura del valor de la resistencia a los 60 segundos con la lectura de la misma a los 30 segundos es denominada relación de absorción dieléctrica.
2.4.2.1.2.- PRUEBA DE INDICE DE POLARIZACIÓN
La pendiente de la corriente de absorción dieléctrica tomada a una temperatura dada, indica el grado de secado del aislamiento, esta pendiente puede ser expresada como el índice de polarización y se obtiene de la siguiente forma:
Índice de polarización =Resist. de Aisl. a los 10 min. Resist. de Aisl. a 1 min.
La relación se hace para lecturas tomadas a tensión constante. Un índice de polarización inferior a 1, indica pésimas condiciones del aislamiento del equipo. Esta prueba puede utilizarse en cables, transformadores y máquinas rotativas.
2.4.2.2.- PRUEBAS DE ALTA TENSIÓN DE CORRIENTE DIRECTA
Consiste en aplicar un voltaje de corriente directa por encima del valor de cresta de corriente alterna, durante un lapso de tiempo corto, durante el cual se toman medidas para realizar la gráfica de corriente de fuga contra el tiempo.
La corriente de fuga debe disminuir con el tiempo para poder corroborar el buen estado del aislamiento, siempre que la magnitud de la corriente de fuga no sea excesiva.
2.4.3.- PRUEBAS DEL AISLANTE SÓLIDO CON CORRIENTE ALTERNA
Hay pruebas que deben realizarse aplicando tensión alterna con el fin de evaluar la condición del aislamiento, estas pruebas son:
- Prueba del factor de potencia del dieléctrico. 2.4.3.1.- PRUEBAS DE ALTA TENSIÓN APLICADA
La prueba con alta tensión de corriente alterna se efectúa normalmente con una tensión superior a la tensión nominal y por un lapso de tiempo corto, normalmente 1 minuto. Por Normas Internacionales y en equipos nuevos pueden estar en el orden de 3 a 6 veces la tensión nominal de diseño.
Esta prueba es normalmente conocida como prueba AC HI-POT, con ella es posible evaluar las condiciones del aislamiento.
Con vista a las diferencias tensiones nominales que tienen los equipos que componen un sistema eléctrico, se recomienda no sobrepasar los valores de tensión de prueba estándar indicados en las tablas de las normas IEC o ASTM.
Esta es una prueba de carácter destructivo ya que pueden alterar las cualidades dieléctricas de los equipos bajo observación, al sometrelos a esfuerzos eléctricos superiores a los del diseño, aunque el equipo no está exento en su futura operación como parte del sistema eléctrico de potencia, por lo cual es necesario garantizar que podrá soportar estas condiciones.
2.4.3.2.- PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA
El factor de potencia de un aislamiento es una medida de las pérdidas dieléctricas y no de la resistencia dieléctrica, depende del tipo de material dieléctrico y sus condiciones.
Esta prueba se usa principalmente para determinar la calidad del aislamiento en bushing de alta tensión, cables, devanados de transformadores y aceites de transformadores.
Las pruebas de factor de potencia al aislamiento de los devanados de generadores y condensadores sincronos, son útiles para determinar la presencia de humedad y la ionización o efecto corona.
Las pruebas de factor de potencia hechas a equipos nuevos antes de ser puestos en servicio muestran si se ha absorbido o no excesiva humedad durante el transporte y la instalación. La prueba inicial es de mucho valor ya que suministra los datos básicos necesarios para hacer comparaciones con pruebas subsecuentes.
En equipos viejos la prueba de factor de potencia sirve para detectar la humedad u otras condiciones anormales de servicio.
El factor de potencia y la capacitancia no dependen de la tensión de prueba aplicada, aunque la magnitud de ésta mientras sea más alta, más preciso será el valor del factor de potencia obtenido. Es dependiente significativamente de las condiciones ambientales, es decir de la temperatura y de la humedad.
Ya que el factor de potencia será prácticamente independiente de la tensión de prueba, la ventaja que presenta este método es que no produce envejecimiento, degradación o daños al equipo bajo prueba por cuanto la aplicación de la corriente alterna es reducida; a diferencia del método de aplicación de alta tensión continua, el cual es considerado como prueba de carácter destructivo al igual que las pruebas de alto potencial en alterna.
Experimentalmente se ha comprobadoque la prueba de factor de potencia es más confiable que la prueba de resistencia de aislamiento y además esta menos influenciada por la componente superficial de dispersión.
2.4.3.3.- COMPORTAMIENTO DEL AISLANTE CON CORRIENTE ALTERNA
El comportamiento de un aislante sometido a tensión alterna es similar a la de un capacitor. En el cuál la resistencia de absorción es pequeña y se puede despreciar para simplificar el esquema, como se muestra en la figura 2.4.
C
Ic
IRL RL
Fig. 2.4 Circuito equivalente de un aislamiento.
Donde : C = Capacitancia.
RL = Resistencia de fuga. Ic = Componente capacitiva.
IRL = Componente resistiva o de fuga.
Al aplicar una corriente alterna al material aislante, se produce una corriente que atraviesa al mismo con dos componentes cuya representación del diagrama vectorial se muestra en la figura 2.5, dichas componentes son las siguientes:
- Una corriente “Ic” a través de la capacitancia “C”. - Una corriente “IRL” a través de la resistencia “RL”.
jX Ic δ I ϕ IRL R Fig. 2.5
En la realidad la corriente de fuga es mucho menor que la corriente capacitiva, y mientras más pequeño sea su valor menor será δ, debido a esto ϕ tiende a 90º, resultando:
Tan δ = Cos ϕ
El factor de potencia se basa en la relación de la potencia activa entre la potencia aparente: Fp W V I = . Donde: Fp = Factor de potencia. W = Potencia real en vatios.
V.I = Potencia aparente (Voltaje e intensidad) en V.A.
Cos ϕ = I = = I V I V I W V I RL . RL . .
Fp = Cos ϕ = W
V I.
En el caso de inyectar una tensión de prueba de 10 KV, para equipos con tensiones mayores de 12.5 KV: V=10 KV
( )
(
)
Fp W KV mA % . = 10 Simplificando:( )
Fp W mA % = 10 2.5.- ESQUEMA DE BARRAS:El Esquema de Barras es la disposición de la barra o juegos de barra por niveles de tensión que conforman una Subestación. Los esquemas de barra existentes en las Subestaciones de CADAFE son:
- Esquema de Barra simple.
- Esquema de Barra seccionada por un disyuntor. - Esquema de Barra con seccionadores en derivación. - Esquema de Barra doble con acoplador (Mixtas). - Esquema de Barra Principal y de Transferencia. - Esquema de Barra Doble con disyuntor y medio.
1.- Esquema de barra simple: Este esquema esta formado por una sola barra continua a la cual se conectan directamente los tramos de la Subestación, por cada disyuntor existe solamnete una salida de líneas asociada. Este esquema se utiliza en áreas de servicio en las cuales los cortes de energía por mantenimiento afectan a cargas de poca importancia.
Ventajas:
- Instalación simple y de fácil operación.
- Complicación mínima en las conexiones de los equipos y del esquema de protecciones.
- Costo reducido, es el más económico ya que utiliza menor cantidad de equipos.
- Requiere de poco espacio físico para su costrucción. Desventajas:
- Una falla en barras interrumpe totalmente el suministro de energía eléctrica.
- Se pierde la continuidad del suministro eléctrico en el tramo al realizar mantenimiento del diyuntor asociado.
- Requiere que la Subesatción este totalmente fuera de servicio para ampliaciones en la barra.
2.- Esquema de barra seccionada por un disyuntor: Este esquema está constituido por dos barras principales, las cuales pueden acoplarse entre sí mediante un disyuntor y sus seccionadores asociados. Se utilizan en Subestaciones normalizadas del tipo Nodal III con acoplador de barra.
Ventajas:
- Garantiza mayor continuidad de servicio.
- Facilita el mantenimiento de los tramos conectados a la barra.
- Las fallas en barra dejan fuera de servicio los tramos de la sección de barras afectada.
- Requiere de poco espacio físico para su construcción. Desventajas:
- Una falla en barra puede ocasionar racionamiento.
- El mantenimiento de un disyuntor deja fuera de servicio el tramo al cual está asociado.
3.- Esquema de barra simple con seccionador en derivación: Este esquema es similar al esquema barra simple, solo que los tramos tienen adicionalmente un seccionador en derivación. Se utiliza en el diseño de Subestaciones normalizadas tipo Radial I.
Ventajas:
- Permite realizar labores de mantenimiento en los tramos sin interrumpir el servicio, mediante el uso del seccionador en derivación.
- Requiere d epoco espacio físico para su construcción.
Desventajas:
- Requiere que la subestación esté totalmente fuera d eservicio para realizar ampliaiones en la barra.
4.- Esquema de barra doblecon acoplador: este esquema de barras está constituido por dos barras principales, las cuales pueden acoplarse entre sí mediante un disyuntor y sus seccionadores asociados. Este esquema se utiliza en las instalaciones que están relacionadas directamente con la red troncal del sistema interconectado.
Ventajas:
- Permite realizar labores de mantenimiento en una barra sin interrumpir la continuidad del servicio.
- Facilita realizar el mantenimiento de los seccionadores de barra afectando solamente el tramo al cual están asociados.
Desventajas:
- Para realizar el mantenimiento del disyuntor de un tramo, es necesario dejar fuera de servicio el tramo correspondiente.
5.- Esquema de barra principal y de transferencia: Este esquema esta constituido por una barra principal y una barra de transferencia y permite la transferencia de los tramos. Se utiliza en los diseños normalizados de la Subestación Nodal I y Nodal II.
- Se puede realizar mantenimiento del disyuntor de un tramo transferida su carga.
- Facilita efectuar el mantenimiento de los seccionadores de línea afectando solamente el tramo al cual están asociados.
- Facilita el mantenimiento del seccionador de transferencia cuando no esta transferida la línea.
- Requiere de poco espacio físico para su construcción. Desventajas:
- Para efectuar el mantenimiento de la barra y de los seccionadores asociados es necesario desenergizar totalmente la misma.
6.- Esquema de barra doble con disyuntor y medio de salida: Es aquel que está constituido por dos barras principales interconectadas a través dos tramos de disyuntor y medio (tres celdas).
Ventajas:
- No necesita tramo de enlace de barra.
- Permite realizar mentenimiento a un disyuntor sin dejar fuera de servicio el tramo correspondiente.
Desventajas:
- Para efectuar el mantenimiento de los seccionadores conectados directamente al tramo, es necesario dejar fuera de servicio el tramo correspondiente.
- Requiere de gran espacio físico para su construcción.
2.6.- TRAMO
Un tramo es el espacio físico de la Subestación conformado por dispositivos de maniobra y los equipos de potencia asociados. Los tramos en la Subestación se clasifican de acuerdo a la función que cumplen:
- Generación - Transformación - Salida de línea
- Acople y/o seccionamiento de barras - Transferencia
- Compensación
2.6.1.- TRAMO DE SALIDA DE LÍNEA
El Tramo de Salida de Línea esta integrado por: a.- Un disyuntor
b.- Un seccionador de línea.
c.- Un seccionador de puesta a tierra. d.- Un seccionador de barra.
e.- Un seccionador de transferencia.
f.- Transformadores monofásicos de corriente. g.- Transformadores monofásicos de potencial. h.- Trampa de Onda.
i.- Pararrayos (opcional).
En la figura 2.6 se puede apreciar el Diagrama Unifilar del Tramo de Salida de Línea.
B.P. g d h T.P. a f T.C . b c e B.T.
Figura 2.6 Diagrama Unifilar Tramo Salida de Línea.
2.6.2.- TRAMO DE TRANSFERENCIA
El tramo de transferencia es aquel cuya función es “sustituir” temporalmente en sus funciones al disyuntor del tramo que está sometido a mantenimiento u operación. Los componentes que integran este tramo para niveles de tensión en 115 y 230 KV son:
- Un disyuntor
- Un seccionador de barra principal
B.P. T.P. Tramo Tramo de de salida de línea Transferencia T.C . B.T.
Figura 2.7 diagrama Unifilar de Tramo de Salida de Línea y Tramo de Transferencia.
2.7.- EQUIPOS DE MANIOBRA:
Los equipos de maniobra son todos aquellos equipos de potencia instalados en la Subestación para abrir o cerrar un circuito eléctrico. En las Subestaciones de CADAFE existen dos tipos de equipos de maniobra para transmisión, son los siguientes:
- Disyuntores - Seccionadores
Un disyuntor es un dispositivo diseñado para interrumpir o restablecer circuitos en condiciones normales de carga, así como interrumpir en las condiciones anormales o fallas que se puedan presentar en el sistema eléctrico, sobre todo en el caso de cortocircuitos. Pueden ser maniobrados a voluntad (manualmente o a distancia) o automáticamente mediante relés.
Los disyuntores deben poder transmitir, en forma continua, la corriente de plena carga sin una elevación excesiva de la temperatura y deben poder soportar las fuerzas electrodinámicas presentes bajo condiciones de falla.
2.7.1.1.- CAPACIDAD NOMINAL DEL DISYUNTOR
La capacidad nominal de un disyuntor se refiere a los valores o parámetros característicos que definen las condiciones del trabajo para las cuales está diseñado y construido.
Entre los principales parámetros relacionados con los disyuntores pueden mencionarse los siguientes:
a) Tensión nominal: La tensión nominal de un disyuntor es la máxima tensión nominal del sistema eléctrico en el cual operará dicho equipo.
b) Tensión máxima de diseño: Es el máximo valor eficaz rms. de la tensión para la cual está diseñado el disyuntor y corresponde al límite superior de operación.
c) Tensión mínima de interrupción: La tensión mínima para interrumpir la capacidad nominal es el menor valor del voltaje para el cual se puede obtener la capacidad de interrupción nominal.