SUBSECRETARÍA DE EDUCACIÓN SUPERIOR
DIRECCIÓN GENERAL DE EDUCACIÓN SUPERIOR TECNOLÓGICA INSTITUTO TECNOLÓGICO DE TUXTLA GUTIÉRREZ
TRABAJO PROFESIONAL
COMO REQUISITO PARA OBTENER EL TÍTULO DE
:
INGENIERO ELECTRÓNICO
QUE PRESENTA:
REY OSVALDO GONZÁLEZ SÁNCHEZ
CON EL TEMA:
“MANTENIMIENTO A
ESQUEMAS DE PROTECCIÓN Y
MEDICIÓN Y PRUEBAS DE CARACTERÍSTICAS DE LÍNEAS
DE TRANSMISIÓN”
MEDIANTE:
OPCION X
(MEMORIA DE RESIDENCIA PROFESIONAL)
AGRADECIMIENTOS
A MIS PADRES
POR EL APOYO INCONDIONAL QUE SIEMPRE ME BRINDARON DURANTE TODA MI FORMACION
ACADEMICA.
A MIS COMPAÑEROS
POR TODOS LOS MOMENTOS BUENOS Y MALOS QUE PASAMOS
JUNTOS.
A LOS CATEDRATICOS
POR LA ENSEÑANZA DIA A DIA QUE CON GUSTO ME IMPARTIAN
Y POR LA TOLERANCIA QUE ME BRINDARON.
ÍNDICE.
I.- INTRODUCCIÓN……… 1
II.- JUSTIFICACIÓN……… 2
III.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………... 3
IV.- OBJETIVOS……….. 4
A) GENERALES……… 4
B) ESPECÍFICOS………. 4
V.- MARCO TEÓRICO………... 5
TRANSFORMADORES DE POTENCIA………... 5
INTERRUPTORES DE POTENCIA………... 9
RELEVADORES DE PROTECCIÓN………. 11
FALLAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN………. 14
MEDIDORES MULTIFUNCION ARTECHE……….. 17
VI.- PROCEDIMIENTOS REALIZADOS………. 21
i.- PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE……….. 21
ii.- PRUEBAS A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA………. 29
iii.- ANÁLISIS DE UNA FALLA ELÉCTRICA POR MEDIO DE UN RELEVADOR………. 34
iiii.- CONFIGURACIÓN DEL MEDIDOR ARTECHE Y MANEJO DE SOFTWARE DSCOM………... 44
iiiii.- DESCRIPCIÓN PASO A PASO DE LA CALIBRACIÓN DE LOS MEDIDORES MULTIFUNCIÓN……….. 52
VII.- CONCLUSIONES………... 59
VIII.- RECOMENDACIONES………. 60
VIII.- REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Y VIRTUALES……… 61
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I.- INTRODUCCIÓN.
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II.- JUSTIFICACIÓN.
3
III.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
La planta hidroeléctrica M.M.T. tiene como principal objetivo cubrir la demanda de energía de picos en el sistema interconectado nacional.
La región de transmisión sureste mantiene la disponibilidad, confiabilidad, continuidad y modernización de la red de transmisión de energía eléctrica en el ámbito geográfico de los estados de Chiapas, Oaxaca, Tabasco y parte de Veracruz.
A efecto de estar en continuo cambio con respecto a la ciencia y la tecnología se necesitan de nuevas herramientas que permitan el fácil manejo de los equipos de protección y medición. Es aquí donde ponemos en práctica la teoría aprendida en la escuela, de modo que seamos útiles para la empresa aportando dichos conocimientos.
Cabe hacer mención que como profesionistas tenemos la obligación de contribuir al desarrollo del área en donde nos encontremos. De esta manera podemos desarrollarnos como individuos siendo responsables siempre del trabajo que se nos encomiende.
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IV.- OBJETIVOS.
a) GENERALES
El siguiente proyecto tiene como objetivos brindar mantenimiento a los equipos de Protección y Medición, relevadores (Relés), transformadores de corriente, interruptores de potencia y medidores. Así como la calibración de medidores multifunción.
b) ESPECIFICOS
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V.- MARCO TEÓRICO.
INTRODUCCIÓN A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE.
Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones normales de operación, es prácticamente proporcional a la corriente primaria, aunque ligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. El primario del transformador, que consta de muy pocas espiras, se conecta en serie con el circuito cuya intensidad se desea medir y el secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de medición y de protección que requieran ser energizados.
Las espiras del arrollamiento primario suelen ser una o varias, las cuales se pueden a su vez dividir en dos partes iguales y conectarse en serie o paralelo para cambiar la relación, y atraviesan el núcleo magnético, cuya forma suele ser cerrada tipo toroidal o puede tener un cierto entrehierro, sobre el cual se arrollan las espiras del secundario de una forma uniforme, consiguiendo así reducir al mínimo el flujo de dispersión. Este arrollamiento es el que se encarga de alimentar los circuitos de intensidad de uno o varios aparatos de medida conectados en serie.
Se puede dar también la existencia de varios arrollamientos secundarios en un mismo transformador, cada uno sobre su circuito magnético, uno para medida y otro para protección. De esta forma no existe influencia de un secundario sobre otro.
Si el aparato tiene varios circuitos magnéticos, se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. Un circuito se puede utilizar para mediciones que requieren mayor precisión, y los demás se pueden utilizar para protección. Por otro lado, conviene que las protecciones diferenciales de cables o transformadores de potencia y de distancia se conecten a transformadores de corriente independientes.
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porcelana y aceite, o con aislamientos a base de resinas que soportan las condiciones climatológicas. Para altas tensiones se continúan utilizando aislamientos a base de papel y aceite dentro de un recipiente metálico, con aisladores pasatapas de porcelana. Actualmente se utilizan resinas dentro de un aislador de porcelana, o gas SF6 y cubierta de porcelana.
La tensión del aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando menos, igual a la tensión más elevada del sistema al que va a estar conectado. Para el caso de los transformadores utilizados en protecciones con relés digitales se requieren núcleos que provoquen menores saturaciones que en el caso de los relés de tipo electromagnético, ya que las velocidades de respuesta de las protecciones electrónicas son mayores.
Parámetros de los transformadores de corriente.
Corrientes. Las corrientes primaria y secundaria de un transformador de
corriente deben estar normalizadas de acuerdo con cualquiera de las normas nacionales (IRAM) o internacionales en uso (IEC, ANSI)
Corriente primaria. Para esta magnitud se selecciona el valor normalizado
inmediato superior de la corriente calculada para la instalación.
Para estaciones de potencia, los valores normalizados son: 100, 200, 300, 400, 600, 800, 1.200, 1.500, 2.000 y 4.000 amperes.
Corriente secundaria. Valores normalizados de 5 A ó 1 A, dependiendo su
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Carga secundaria o prestación. Es el valor de la impedancia en Ohms, reflejada
en el secundario de los transformadores de corriente, y que está constituida por la suma de las impedancias del conjunto de todos los medidores, relés, cables y conexiones conectados en serie con el secundario y que corresponde a la llamada potencia de precisión a la corriente nominal secundaria.
La carga se puede expresar también, por los volt - amperes totales y su factor de potencia, obtenidos a un valor especificado de corriente y frecuencia.
El valor del factor de potencia normalizado es de 0,9 para los circuitos de medición y de 0,5 para los de protección. Todos los aparatos, ya sean de medición o de protección, traen en el catálogo respectivo la carga de acuerdo con su potencia de precisión.
Límite térmico. Un transformador debe poder soportar en forma permanente,
hasta un 20% sobre el valor nominal de corriente, sin exceder el nivel de temperatura especificado. Para este límite las normas permiten una densidad de corriente de 2 A / mm2, en forma continua.
Límite de cortocircuito. Es la corriente de cortocircuito máxima que soporta un
transformador durante un tiempo que varía entre 1 y 5 segundos. Esta corriente puede llegar a significar una fuerza del orden de varias toneladas. Para este límite las normas permiten una densidad de corriente de 143 A / mm2 durante un segundo de duración del cortocircuito.
Tensión secundaria nominal. Es la tensión que se levanta en los terminales
secundarios del transformador al alimentar éste una carga de veinte veces la corriente secundaria nominal.
Relación de transformación real. Es el cociente entre la corriente primaria real y
la corriente secundaria real.
Relación de transformación nominal. Es el cociente entre la corriente primaria
nominal y la corriente secundaria nominal.
Error de corriente. Error que el transformador introduce en la medida de una
corriente y que proviene del hecho de que la relación de transformación real no es igual a la relación de transformación nominal. Dicho error viene expresado por la fórmula:
Error de corriente % = kn. IS - Ip . 100 / Ip
Donde: kn es la relación de transformación nominal. IP es la corriente primaria
real. IS es la corriente secundaria real correspondiente a la corriente IP en las
condiciones de la medida.
Error de fase (válido sólo para intensidades senoidales). Es la diferencia de
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Potencia nominal o de precisión. Es la potencia aparente secundaria que a
veces se expresa en volt-amperes (VA) y a veces en ohms, bajo una corriente
nominal determinada y que se indica en la placa de características del aparato. Para escoger la potencia nominal de un transformador, se suman las potencias de las bobinas de todos los aparatos conectados en serie con el devanado secundario, más las pérdidas por efecto joule que se producen en los cables de alimentación, y se selecciona el valor nominal inmediato superior.
Los valores normales de la potencia de precisión son: 2,5 - 5 - 10 – 15 - 30 y hasta 60 VA.
Para los secundarios de 5 amperes, la experiencia indica que no se deben utilizar conductores con secciones no inferiores a los 4 mm2. Este conductor sobredimensionado, reduce la carga y además proporciona alta resistencia mecánica, que disminuye la posibilidad de una ruptura accidental del circuito, con el desarrollo consiguiente de sobretensiones peligrosas.
Frecuencia nominal. Valor de la frecuencia en la que serán basadas todas las
especificaciones y que será de 50 Hz.
Clase de precisión para medición. La clase de precisión se designa por el error
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INTRODUCCIÓN A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA.
El interruptor de potencia es un interruptor tripolar de autocompresión, en ejecución para intemperie, en el que se emplea gas SF6 como medio aislante y de extinción.
El interruptor se acciona mediante un acumulador de energía por muelle, en cada fase, de manera que es apropiado para interrupciones breves unipolares y tripolares.
Configuración del interruptor de potencia
Como se ilustra en la figura 1, los tres polos del interruptor de potencia están montados individualmente sobre sendos soportes (11), a los que están fijados lateralmente armarios de accionamiento
Las columnas de aisladores de apoyo (15.1), están formadas por varios aisladores de apantallado múltiple y soportan cada una cabeza de doble maniobra consistente en dos unidades ruptoras (22) con condensadores de gradiente de potencial conectados en paralelo y una transmisión intermedia (21).
En el polo B se halla adicionalmente el armario de mando 12. Las dos unidades ruptoras proporcionan una doble interrupción por cada polo; los condensadores de gradiente de potencial procuran una distribución homogénea de la tensión.
11 Soporte
12 Armario de mando
15.1 Armario del mecanismo de accionamiento 16 Aislador de apoyo
21- Transmisión intermedia 22 Unidad ruptora
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La cabeza de doble maniobra y la columna de aisladores de apoyo tienen una carga de gas SF6 como medio aislante y de extinción.
La densidad del gas SF6 de cada polo del interruptor es vigilada por un monitor de densidad y la presión es indicada por un manómetro. La energía requerida para la maniobra de un polo es acumulada en un muelle de cierre y un muelle de apertura. Los muelles de cierre y apertura se encuentran en el mecanismo de accionamiento.
El armario de mando 12 sujeto al polo B contiene todos los dispositivos para el mando y la vigilancia del interruptor de potencia y las regletas de bornes requeridas para la conexión eléctrica. La vigilancia del gas SF6 se hace de forma monopolar en el armario de accionamiento.
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INTRODUCCIÓN A RELEVADORES DE PROTECCIÓN.
Que es un relevador; más específicamente, ¿qué es un relevador de protección? El instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos (IEEE) define al relevador como "un mecanismo eléctrico que está diseñado para interpretar condiciones específicas, se encuentra para responder a la operación de cierre a causa de un cambio abrupto o hechos similares asociados con circuitos eléctricos de control". La siguiente nota ampliara la información: "Las entradas son usualmente eléctricas, pero pueden ser mecánicas, térmicas, u otras cantidades. Los interruptores de limite, y mecanismos simples similares no son
relevadores”.
La IEEE define un relevador de protección como: "Aquel cuya función es detectar defectos de líneas o aparatos u otras condiciones del sistema de potencia de naturaleza anormal o peligrosa y que inicia una apropiada acción del circuito de control".
Fig.1.- relevadores marca SEL
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deben tener la capacidad suficiente para que puedan conducir momentáneamente la corriente máxima de cortocircuito que puede fluir a través de ellos, e interrumpir también esta corriente; deben ser capaces de soportar el cierre de un cortocircuito semejante e interrumpirlo de acuerdo con ciertas normas preestablecidas.
Aunque la función principal de la protección por relevadores es reducir los efectos de los cortocircuitos, surgen otras condiciones anormales de funcionamiento que también necesitan esta protección. Esto es más evidente cuando se trata de generadores y de motores.
Una función secundaria de la protección por relevadores es indicar el sitio y el tipo de la falla. Dichos datos no solo ayudan en la reparación oportuna sino que también por comparación con las observaciones y con los registros de oscilógrafos automáticos, proporcionan los medios para el análisis de la eficacia de la prevención de la falla y las características de disminución que incluye la protección por relevadores.
En un Sistema Eléctrico de Potencia el relevador tiene como función la de proteger a este de posibles fallas, causadas por el funcionamiento anormal del mismo, como pueden ser:
• CORTO CIRCUITO • SOBRETENSIONES • SOBRECARGAS • DESEQUILIBRIOS
Es por esto que las protecciones eléctricas de un Sistema Eléctrico de potencia deben cumplir con las características siguientes:
• SEGURIDAD • SELECTIVIDAD • VELOCIDAD • CONFIABILIDAD • SENSIBILIDAD
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DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LAS PROTECCIONES
FUNCIÓN DE LA PP1, PP2 Y PR (RESPALDO LOCAL, RESPALDO REMOTO).
PROTECCIÓN PRIMARIA 1 (PP1).
La protección primaria debe operar con la mayor rapidez posible y en primer lugar, esta protección corresponde al esquema del relevador cuya función principal es proteger el elemento fallado.
PROTECCIÓN PRIMARIA 2 (PP2).
Al igual que la PP1 cumple con la misma función, diferenciándose solamente en el principio de operación según el esquema de protección aplicado.
PROTECCIÓN DE RESPALDO LOCAL (PR).
La protección de respaldo se energiza y arranca al mismo tiempo que la primaria, y tiene un tiempo de coordinación con la protección primaria. Por lo cual si la falla no es liberada en el tiempo ajustado, mandara a abrir todos los interruptores que alimentan la falla.
PROTECCIÓN DE RESPALDO REMOTO.
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FALLAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN.
FALLA DENTRO DE LA LT.
Esta es la que ocurre entre dos estaciones; pueden ser de fase a tierra o entre fases y deberán ser libradas por la PP1 y/o PP2.
En caso de que no operen los esquemas anteriores, operará la protección de respaldo de línea local (67 / 67N).
Cualquiera de estas protecciones al operar darán señal de apertura al o los interruptores locales asociado a la Línea de Transmisión y en caso de que estos no respondan a esta señal de apertura, actuará la protección de respaldo por falla de interruptor, el cual primeramente envía un redisparo a los mismos interruptores y si no responden a esta orden, después de una demora programada, operarará al 86FI y este disparara a todos los interruptores locales adyacentes al mismo circuito, así como también enviará un disparo transferido directo al extremo remoto, para liberar la falla. Por ejemplo, en la bahía 6 L.T. A.3T90 de 400 KV, si fallase el interruptor medio: se dispararán el interruptor de línea, de banco en alta y baja tensión, así como también enviará un disparo transferido directo al extremo remoto (JUI-A3T90).Todos los disparos anteriores por operación de 86FI son sostenidos y de reposición manual.
F
FAALLLLAAFFUUEERRAADDEELLAALLTT::
Estas fallas son las que ocurren mas allá del o los interruptores del extremo remoto, y que también pueden ser de fase a tierra o entre fases. (falla en bus remoto, o líneas adyacentes de éste).
La protección que libera este tipo de fallas es el respaldo local de línea (67N). cuando estas protecciones operan para fallas fuera de la línea de transmisión es por que la falla no fue liberada localmente en la S.E. remota.
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA ( 87 L ).
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ocasiones hasta donde lo permita el principio de operación de la protección diferencial de línea (la lógica del relevador) para el caso de líneas largas.
PROTECCIÓN DE DISTANCIA (21/21N).
Normalmente se utiliza para protección primaria y de respaldo en líneas de transmisión y subtransmisión.
El principio de operación del relevador de distancia lo rige la medición entre el cociente del voltaje y la corriente que se obtienen de los transformadores de potencial y corriente (la impedancia de la línea hasta el punto de la falla).
PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE (DIRECCIONAL 67/67N).
Cuando la coordinación de las protecciones de sobrecorrientes se hace más compleja y en ocasiones prácticamente imposible ya que en las líneas de transmisión que cuentan con fuente de alimentación en ambos extremos de la línea las corrientes de falla y carga fluyen en ambas direcciones, es por eso que se pueden emplear relevadores direccionales. Dado que operan únicamente cuando las corrientes de falla circulan solo en la dirección de disparo especificada.
PROTECCIÓN CONTRA FALLA DE INTERRUPTOR ( 50 FI ).
Esta protección tiene la finalidad de detectar la falta de apertura del interruptor cuando este recibe una orden de disparo por alguna protección, ya que si al transcurrir cierto tiempo el interruptor no abre y aún persiste la falla, el esquema será activado.
La operación de esta protección manda abrir todos los interruptores locales que puedan alimentar la falla, además de dar una orden de disparo remoto en caso de líneas al otro extremo.
ZONAS DE PROTECCIÓN.
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ZONAS DE OPERACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA.
PROTECCIÓN DE RESPALDO.
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MEDIDORES MULTIFUNCION ARTECHE.
ARTECHE es una referencia internacional en el desarrollo de soluciones y equipos eléctricos en las áreas de la GENERACION, TRANSMISION, DISTRIBUCION E INDUSTRIA.
Su independencia tecnológica y financiera, la experiencia de más de 60 años, tecnología, calidad y formación hacen que sus productos alcancen los mayores niveles de fiabilidad en los campos de la medida, protección, control y comunicación.
Exactitud, seguridad y versatilidad en un mismo medidor
El medidor DM9000 ofrece una exactitud típica de 0,1%, calidad de energía, historiales con información sobre manipulaciones al medidor y registros especiales que le dan una gran versatilidad en sus diferentes aplicaciones. Se ofrecen dos modelos: uno con calidad de energía avanzada (DM9200) y otro básico (DM9100).
Exactitud
Cumplen y superan los estándares IEC-62052-11, IEC-62053-22 y ANSI 12.20 para clase 0,2. Tiene una exactitud típica de 0,1% (FP=1).
Compatibilidad electromagnética
IEC61000-4-2 Inmunidad a descargas electrostáticas
IEC61000-4-3 Inmunidad a campos electromagnéticos radiados IEC61000-4-4 Transitorios rápidos (Fast transient)
IEC61000-4-5 Inmunidad a disturbios (Surge)
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Comunicación
El DM9000 tiene capacidad de hasta 4 puertos de comunicación con atención simultánea (multiusuario). El modelo básico cuenta con dos puertos (óptico y RS-485), y la tarjeta de expansión añade uno o dos puertos más. Los puertos disponibles son: óptico, RS- 232C, RS-485, RS232C/RS485 Ethernet y módem, para los que se tienen diferentes combinaciones disponibles.
El medidor utiliza los protocolos ArtCOM Meter, DNP 3.0 y Modbus/RTU. Por medio del software de explotación de los datos, se le da una gran potencialidad y facilidad en el manejo de la información. El medidor puede mandar avisos de alarmas o diagnósticos, tanto de operación anormal como de manipulación de la información (claves incorrectas, inicializaciones, etc.) a la última dirección que le interrogó.
Seguridad
Una característica importante del medidor DM9000 es la seguridad. Dispone de dos grupos de registros de demanda independientes, uno de los cuales no es inicializable por parte del usuario. Acepta hasta diez usuarios con 4 niveles de acceso. Cuenta con historiales de entradas al modo de prueba, de inicialización de demandas (grupo inicializable), de inicializaciones del medidor, de reprogramaciones, de cambios al reloj y de medidor apagado.
Almacena la fecha, usuario y datos relevantes para cada registro. Además, al salir de modo de prueba no acepta valores acumulados menores a los que había al iniciar la prueba. El medidor bloquea el acceso durante una hora, después de un número programable de intentos fallidos en la clave de acceso.
Versatilidad
Incluye todas las funciones para usarlo en la industria, comercio, empresas eléctricas y subestaciones. El DM9000 cuenta con hasta 20 perfiles de carga independientes para diferentes usuarios o aplicaciones. Cada perfil es de capacidad programable en por ciento del total de memoria (1.5 MB con opción de 2.5 MB o 4.5 MB). La resolución de los perfiles de carga se puede seleccionar para que sea en 16 ó en 32 bits, específico para cada uno de los perfiles.
El medidor puede utilizarse indistintamente en instalaciones trifásicas de dos o tres elementos. Además de los valores acumulados típicos, tiene acumuladores para aplicaciones especiales, por ejemplo: Hzh, Wh y VArh generales (valor absoluto), Wh y VArh netos (suma con signo), VArh fundamentales para voltajes superiores a 103 % Vn o inferiores a 97 % Vn, VAh aritmético o vectorial.
Salidas activadas por diagnósticos o alarmas. Es posible programar hasta 14 niveles de activación para las alarmas de diferentes parámetros. También es posible seleccionar uno o varios de los diagnósticos registrados por el medidor, para que activen una de las salidas.
La base de tiempo puede ser programable entre la frecuencia de línea del sistema o la frecuencia del cristal de cuarzo interno. Entre los diagnósticos se
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momento de la puesta en marcha del medidor. Se presenta en base tipo 9S, 16S, 12S y tipo tablero corto (tamaño FT21).
Calidad de energía
El modelo DM9200 incluye parámetros relacionados con la calidad de energía, tales como: Valores instantáneos de distorsión, valores fundamentales y hasta 2140 registros de eventos de diferentes parámetros.
Tiene además 256 kB de memoria disponibles para registros de forma de onda, donde la captura puede ser de manera automática por evento o de manera manual.
SOFTWARE PARA CONFIGURACIÓN Y LECTURA DE MEDIDORES ARTECHE
El software DsCom se utiliza para configurar el medidor y sus puertos así como para leer toda la información almacenada en él. También es un apoyo en la instalación del medidor ya que proporciona diagramas fasoriales y diagnósticos.
AMIGABLE
El software DsCom opera en ambiente Windows con funciones intuitivas y amigables lo que facilita su operación. Además, está disponible en idioma español y en inglés. Las funciones se agrupan en menús, lo que agiliza la toma de las diferentes lecturas que ofrecen los medidores.
El mismo software sirve para los diferentes modelos de medidores ARTECHE. Dispone de un modo de simulación para practica y capacitación o para preparar archivos de configuración sin necesidad de conectarse a un medidor.
FLEXIBLE
Todos los datos pueden ser leídos por cualquiera de los puertos del medidor. El idioma y la configuración de los valores leídos en la PC es independiente de la del medidor.
CONFIGURACIÓN
El software DsCom permite configurar entre otras cosas:
• Tarifas: estaciones, días tipo, horarios, parámetros tarifarios.
• Perfiles: parámetros, capacidad asignada, resolución, constantes, período. • Generales: RTC,RTP. pérdidas de transformación e instrumento,1 ó 2
elementos.
• Calidad de energía: niveles y duración de eventos.
• Alarmas: niveles y dirección, salidas y entradas, función. • Puertos: todos los parámetros de cada puerto.
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LECTURA
El software DsCom permite leer de los medidores entre otras cosas:
• Perfiles: lectura parcial o total de los parámetros almacenados en cada uno de
los perfiles programados.
• Formas de onda: armónicas, fasores, espectro de armónicas, impedancias,
valores de secuencia, distorsiones.
• Históricos: inicialización de demandas y medidor, cambios al reloj y
configuración, clave errónea, medidor apagado, diagnósticos y entradas al modode prueba.
• Eventos de PQ: formas de onda, variaciones en tensión, THD, desbalances,
variación en Hz, transitorios.
• Consumos: hora, tercio, día, congelados mes, cada 5 minutos, cada hora. • Acumuladores, demandas, demandas acumuladas.
• Estado de alarmas, tarifas en uso y datos del medidor.
REQUERIMIENTOS
Windows 2000 o más reciente.
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VI.- PROCEDIMIENTOS REALIZADOS.
i.- PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE CON EL
EQUIPO CPC 100.
Fig.6.1.- CPC 100 Sistema multifuncional de pruebas primarias
Este sistema único a nivel mundial posibilita pruebas automatizadas de transformadores de potencia, transformadores de corriente (TC), transformadores de ténsion (TT), resistencia y más.
Está dotado de un PC integrado, y suministra hasta 800 A (o 2000 A con amplificador de corriente) y 2000 V. Sus rutinas de software prueban una amplia gama de equipos de subestación y crean automáticamente informes personalizables. Su diseño compacto (29 kg) y su software innovador ahorran tiempo de prueba y reducen al mínimo el coste del transporte.
Las tensiones y corrientes analógicas pueden medirse con una precisión muy alta. Sus contadores de resistencia se ajustan automáticamente al rango de la medición, pasando de µOhm a kOhm, a fin de posibilitar una amplia variedad de aplicaciones. Pruebas de equipos no convencionales, como bobinas Rogowski o sensores de corriente, completan el espectro. Las aplicaciones adicionales pueden ser agregadas con el uso flexible de accesorios a incluir al sistema de prueba primaria y factor de potencia.
Características y Beneficios
Menos de la cuarta parte del peso de un equipo convencional equivalente
Elimina la necesidad de múltiples unidades de pruebas
La interfaz intuitiva reduce el tiempo de capacitación (formación)
La planificación de las pruebas se realiza con antelación en la oficina
Los resultados se guardan automáticamente
Capaz de probar equipos no convencionales, como bobinas Rogowski, sensores de corriente o TC ópticos
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PRUEBAS A LOS TRANSFORMADOR DE CORRIENTE (TC)
Relación, Carga y Excitación de TC.
Nota: para medir la corriente de entrada, puede utilizarse la entrada directa de corriente o la pinza de corriente.
CT Ratio Burden.
Prueba la relación, polaridad (y carga) con inyección directa en el primario del TC y medición de la salida del secundario
Tras introducir I del primario, I del secundario y corriente de prueba, y pulsar el botón Start, la tarjeta de prueba mide:
• Corriente del secundario con magnitud y ángulo (Error en ángulo de TC)
• Relación con error en porcentaje
• Polaridad en los terminales del TC
• Carga conectada en VA y factor de potencia (cos j).
Duración de la prueba: ~ 3 s, creación automática de informes incluida Salida utilizada: 800 A (2000 A) CA
Entrada utilizada: hasta 10 A CA / 3 V o 300 V vía pinza de corriente.
CT Burden
Mide la carga del TC conectado con inyección directa de corriente del secundario con el TC desconectado.
Tras introducir la corriente nominal del secundario y la corriente de prueba, y pulsar el botón Start, la tarjeta de prueba mide:
23 • Carga conectada en VA y factor de potencia (cos j).
Duración de la prueba: ~ 3 s, creación automática de informes incluida Salida utilizada: hasta 6 A CA
Entrada utilizada: hasta 10 A CA / 3 V vía sonda y 300 V.
CT Excitation
Prueba la curva de magnetización
No se requiere otro cableado que dos conductores entre la salida de tensión y el cableado secundario abierto del TC. Tras introducir los límites de corriente y tensión y pulsar el botón Start, la tarjeta de prueba registra automáticamente la curva de magnetización del TC según las normas IEC, ANSI 45° o ANSI 30°, y se calcula automáticamente el punto de saturación.
Después de la prueba tiene lugar un proceso automático de desmagnetización. La prueba se hace con una fuente de tensión regulada.
Duración de la prueba: ~ 30 s, creación automática de informes incluida, con curva de excitación registrada y cálculo de la tensión en el codo.
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Resistencia del devanado, Prueba de sobretensión y Relación de TC V.
Winding Resistance
Mide la resistencia del devanado del TC
Tras introducir la corriente de prueba y pulsar el botón Start, la tarjeta de prueba:
• presenta la desviación de la medición a lo largo del tiempo durante el período
de carga del devanado
• tras guardarse la medición, se efectúa automáticamente una descarga del
devanado
• mide la tensión CC
• mide la resistencia
• (opcionalmente) compensa el comportamiento térmico del cobre; la
compensación de temperatura aplicada calcula la resistencia correspondiente a la temperatura de servicio
Duración de la prueba: en función del tiempo de carga. Después del período de carga, el usuario crea el informe pulsando Save Results.
Salida utilizada: hasta 6 A CC O 100 A CD (65 V) Entrada utilizada: 10 V CC y 10 A CC.
Voltaje Withstand
Prueba la capacidad dieléctrica del aislante, entre el devanado primario y secundario o entre tierra y el devanado secundario
Tras introducir la tensión de prueba y la duración y pulsar el botón Start, la tarjeta de prueba:
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Puede introducirse el umbral de corriente correspondiente a la corriente máxima de fuga. El CPC 100 se apaga automáticamente si se sobrepasa la corriente máxima de fuga.
Duración de la prueba: la puede establecer el usuario; el informe de prueba se crea automáticamente después de la prueba.
Salida utilizada: 2 Kv
CT Ratio V
Prueba la relación y polaridad con inyección directa de la tensión en la entrada del secundario del TC (método habitual en TC montados en bornas)
Tras introducir la corriente del primario y secundario y la tensión de prueba, y pulsar el botón Start, la tarjeta de prueba mide y calcula
• la relación real
• la desviación de amplitud y ángulo de fase de la tensión del lado primario del
TC.
Duración de la prueba: ~ 3 s, creación automática de informes incluida Salida utilizada hasta 130 V.
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MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES DE CORRIENTE.
PRUEBA AL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE. ( TC A1021 (FB) )
1.- Se hacen las conexiones necesarias. (Figura 1)
Figura 1. Conexión del equipo CPC 100 con el Transformador.
a) antes de todo se aterrizan tanto el equipo como el transformador. (Figuras 1.1 y 1.2)
Figura 1.1.Equipo CPC 100. Se conecta a tierra.
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2.- Se procede a hacer las conexiones en los devanados del transformador para inyectar las corrientes y voltajes. (Figura 1.3)
3.- Se abre la tapa de la caja del tripolar para manipular las distintas pruebas al transformador. (Figura 1.4)
Figura 1.3.conexión de los cables del CPC 100 con el transformador
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4.- Se hacen las conexiones de los devanados del transformador en la caja tripolar. (Figura 1.5)
5.- Se realizan las pruebas mencionadas en el marco teórico de las pruebas a los transformadores. (Página 23)
Figura 1.5. Conexión de los cables de los devanados del TC dentro de la caja tripular para las pruebas.
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ii.- PRUEBAS A LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA.
OPERACIÓN DEL TDR9000.
Para la “prueba de tiempos de operación” en interruptores y la prueba de “simultaneidad de contactos” es aplicable exclusivamente a interruptores de
potencia de alta tensión en todos sus tipos y marcas. Actualmente C.F.E. Utiliza equipos de prueba el de tipo modular (TDR9000) que cuenta con programas computacionales con los que se puede hacer las operaciones y mediciones siguientes: Tiempo de operación de contactos principales y resistencia de preinserción, recorrido y velocidad en los mecanismo, operación de contactos auxiliares, medición de corrientes y voltajes de control y valores de resistencias de preinserción y capacitares de gradientes.
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El TDR9000 tiene una de las configuraciones más poderosas. La cual es utilizada en las pruebas de:
Interruptores de Tanque Muerto.
31 Interruptores de Tanque Vivo.
Diagrama de conexiones de cables – Tanque vivo.
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MANIOBRAS QUE SE REALIZAN EN EL INTERRUPTOR COMO PARTE DEL MANTENIMIENTO A ESTOS EQUIPOS.
Reaprite de partes mecánicas en el armario de mando del interruptor.
Revisión de los polos del interruptor.
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Direccionamiento de las partes del interruptor.
Chequeo de la caja de control.
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iii.- ANÁLISIS DE UNA FALLA ELÉCTRICA POR MEDIO DE UN RELEVADOR.
SOFTWARE: ACCESO SELES RED.
Es un programa de la compañía SEL diseñado para bajar eventos de los relevadores. La conexión puede ser vía red por medio de la IP de las bahías.
Seleccionamos dicho programa, SELES RED.
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Dependiendo del relevador que deseamos ingresar en la pestaña PROPIEDADES asignamos la IP de dicho equipo para entrar a la bahía donde éste se encuentra.
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Al dar la contraseña correcta nos enlazamos con la bahia en el nivel 1. Estando aquí, tecleamos el comando WHO para mostrar todos los relés existentes en dicha bahía.
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Enseguida se nos solicita una nueva contraseña (privacidad de CFE) para accesar al equipo.
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Seleccionamos el evento que deseamos bajar para su análisis.
Con el comando CEVE para capturar todo el evento y el numero de evento. Nos vamos a TRANSFERIR y seleccionamos CAPTURAR TEXTO.
Buscamos el destino del archivo.
Enseguida START y en el renglón de comandos damos ENTER.
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Hecho esto el programa comienza a bajar el evento.
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Nos vamos TRANFERIR y luego a CAPTURAR TEXTO Y DETENER.
Terminada la actividad, procedemos a salir del programa. Tecleamos dos veces el comando QUIT.
Y damos CTRL + D para teminar la comunicación.
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Para analizar el evento abrimos el programa SEL 5601. Que no es más que un analizador de fallas.
SOFTWARE: SEL 5601.
Abrimos el programa.
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Buscamos el archivo y lo abrimos.
Obtenemos el evento.
Es aquí donde se hacen los análisis necesarios para encontrar cual fue la razón de dicha falla. Como observamos en la grafica fue un disparo tripolar y las tres fases de corrientes se abren.
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Para ello nos vamos a PREFERENCIAS y luego a AGREGAR SEÑALES DIGITALES
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iiii.- CONFIGURACIÓN DEL MEDIDOR ARTECHE Y MANEJO DE SOFTWARE DSCOM.
UBICAMOS EN EL ESCRITORIO EL ICONO DEL DSCOM
AL EJECUTAR EL PROGRAMA DSCOM MOSTRARA LA SIGUIENTE PANTALLA DE INICIO:
DESPUES MUESTRA LA PANTALLA PARA CONFIGURAR LOS PARAMETROS DE COMUNICACIONES CON EL MEDIDOR: SELECCIONAMOS:
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LUEGO APARECE ESTA PANTALLA, SELECCIONAMOS “ADQUIRIR DEL
MEDIDOR”.
AHORA NOS MOSTRARA LA SIGUIENTE PANTALLA
46 AHORA EN “ENTRADAS/SALIDAS” DAMOS CLICK EN EL SIGNO + Y
SELECCIONAMOS “SALIDAS Y LED”, PARA CONFIGURAR EL PULSO DE
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UNA VEZ CONFIGURADA LA RTC, RTP Y EL PULSO, SE CIERRA EL SUBMENU DE CONFIGURACION DEL MENU OPERACIONES, Y ABRIMOS EL MENU OPCIONES PARA CONFIGURAR EL FORMATO DE VALORES EN LA PC. (SELECCIÓN DE DATOS EN KILOS, MEGAS, ETC).
EN ESTA PANTALLA MODIFICAREMOS LOS PARAMETROS DEL FORMATO
DESPUES DE CONFIGURAR LOS PARAMETROS DEL MEDIDOR, SE INICIA LA CALIBRACION; DURANTE LAS PRUEBAS, SE SELECCIONA EL MENU VER PARA MONITOREAR Y CAPTURAR LOS VALORES INSTANTANEOS.
48 NOS MUESTRA LA SIGUIENTE PANTALLA DE “VALORES ACTUALES
NOS MUESTRA LOS VALORES QUE ESTA MONITOREANDO EL MEDIDOR EN FORMA CONTINUA, ESPERAMOS 5 MUESTRAS Y DAMOS CLICK EN
“DETENER ACTUALIZACIÓN”.
LA BARRA SUPERIOR SELECCIONAMOS “VENTANA” Y DAMOS CLICK PARA EN “REPORTE” PARA COPIAR EL ARCHIVO DE LA PRUEBA
49 LOS DATOS DE LA PANTALLA “REPORTE” SE GUARDAN EN UN
ARCHIVO SEGÚN LA PRUEBA REALIZADA.
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NOTA: AL AGREGAR O ELIMINAR PARAMETROS DEL MEDIDOR ESTE SE REINICIALIZARA AUTOMATICAMENTE SE RECOMIENDA DESCARGAR EL HISTORIAL ANTES DE CAMBIAR LOS PARÁMETROS
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iiiii.- DESCRIPCIÓN PASO A PASO DE LA CALIBRACIÓN DE LOS MEDIDORES MULTIFUNCIÓN.
INTRODUCCIÓN
La calibración que se realiza a los medidores digitales del tipo multifunción, está basada en el principio de las pruebas a watthorímetros especificadas en el AMERICAN STANDARD CODE ANSI C12.10 para medidores de energía
eléctrica donde menciona que “las pruebas son al alcance del 100% de la
carga (CARGA ALTA), al 10 % del alcance de la carga (CARGA BAJA), y
aproximadamente a 0,5 del factor de potencia (CARGA INDUCTIVA). “.
Para que la calibración sea completa dadas las características del medidor, se requiere que además de medidor de Watts-hora, sea verificado como medidor multifunción, esto es considerando las variables instantáneas de tensión, corriente, potencia activa, reactivos y factor de potencia. Además se agrega la prueba de carga media, tomando como criterio que en la práctica los equipos primarios como Transformadores, Líneas Transmisión y Distribución trabajan en algunos casos con este régimen de carga.
ACTIVIDADES PRELIMINARES.
Se tienen normalizadas 12 pruebas al Medidor, 4 para la Energía saliendo, 4 para Energía Entrando, y 4 más para los Reactivos de los cuadrantes I, II, III y IV. Con estas pruebas se obtienen también los valores para calibrar AL MISMO TIEMPO las variables instantáneas de tensión, corriente, potencia activa, reactivos y factor de potencia.
PRUEBAS.
CONDICIONES PARA ENERGÍA ACTIVA SALIENDO
PRUEBA 1: CARGA ALTA:
69, 115 , ó 120 Volts, 5 Amperes; Factor de Potencia = 1; Angulo = 0º
PRUEBA 2: CARGA MEDIA:
69, 115 , ó 120 Volts, 2,5 Amperes; Factor de Potencia = 1; Angulo = 0º
PRUEBA 3: CARGA INDUCTIVA:
69, 115 , ó 120 Volts, 5 Amperes; Factor de Potencia = 0,5; Angulo = 60º
PRUEBA 4: CARGA BAJA:
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CONDICIONES PARA ENERGIA ACTIVA ENTRANDO
Se invierte la polaridad de la corriente en el Medidor bajo prueba y se realizan con la condiciones anteriores:
P5 con las condiciones de la Prueba 1 P6 con las condiciones de la Prueba 2 P7 con las condiciones de la Prueba 3 P8 con las condiciones de la Prueba 4
CONDICIONES PARA REACTIVOS EN KVARh
PRUEBA 9: CUADRANTE I
69, 115, ó 120 Volts, 5 Amperes, Angulo = - 87º
PRUEBA 10: CUADRANTE II
69, 115, ó 120 Volts, 5 Amperes, Angulo = - 93º
PRUEBA 11: CUADRANTE III
69, 115, ó 120 Volts, 5 Amperes, Angulo = - 87º
PRUEBA 12: CUADRANTE IV
69, 115, ó 120 Volts, 5 Amperes, Angulo = - 93º
Para los cuadrantes I y II con polaridad directa en el Medidor Para cuadrantes III y IV con polaridad invertida en el Medidor
PRUEBA 13 Y 15:
69, 115, ó 120 Volts, 2,5 Amperes, Angulo = - 87º
PRUEBA 14 Y 16:
69, 115, ó 120 Volts, 0,5 Amperes, Angulo = - 87º
NOTA: Estas 4 últimas pruebas se realizan para obtener los valores instantáneos de Reactivos en Media y Baja ( se realizan en un máximo de 5 minutos), para completar la calibración de magnitudes eléctricas instantáneas.
Al mismo tiempo que se realiza la calibración de energía y reactivos por hora, se obtienen los valores para la calibración de las variables instantáneas de tensión, corriente, Potencia Activa, Reactivos y Factor de Potencia, para tener de 2 a 3 lecturas para cada variable y considerar la Repetibilidad para el cálculo de Incertidumbre.
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Con estas herramientas se accede al medidor; se captura información de las magnitudes instantáneas; y se copian y pegan en las hojas de resultados respectivamente. La hoja de cálculo contiene las fórmulas para validar EN FORMA AUTOMATICA los resultados de la calibración, el calculo errores y de Incertidumbres, y proporciona en forma automática el Informe de calibración correspondiente.
CALCULO DE PULSOS DE ENERGIA Y REACTIVOS
Se calculan primero los pulsos secundarios para las pruebas de energía y reactivos de acuerdo a las condiciones de cada prueba; la tensión de 69, 115 o 120 Volts; corrientes de 5, 2,5 y 0,5 Amperes y factor de potencia de: 1,0 y 0,5
De la fórmula: pulsos = Valor * Duración 3600
El Valor corresponde a los parámetros eléctricos de prueba: tensión, corriente y número de elementos; y la Duración es el tiempo en segundos que dura la prueba, (se recomienda un tiempo mínimo de 3 minutos); cuando se utilicen valores de tensión de 115 y/o 69 Volts, se considera el mismo número de pulsos puesto que cumplen con el tiempo de duración de la prueba, incluso dura un poco más de 3 minutos).
Ejemplo:
Suponiendo una Tensión de 120 V, tenemos que para Watt/hora saliendo y entrando:
Carga Alta:
Pulsos Secundarios = 120 V * 5 A* 3E * 180 s = 90 pulsos sec. de Watt/hora 3600 s / h
Carga Media:
Pulsos Secundarios = 120 V * 2,5 A* 3E * 180 s = 45 pulsos sec. de Watt/hora
3600 s / h Carga Inductiva:
Pulsos Secundarios = 120 V * 5 A* 0,5 fp *3E * 180 s = 45 pulsos sec. de Watt/hora
3600 s / h Carga Baja:
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Reactivos: Cuadrantes I; II; III y IV
Se consideran los valores nominales de tensión y corriente para las pruebas de Reactivos en los 4 cuadrantes, únicamente se varía el ángulo según el cuadrante que corresponda.
En el medidor ION, no es necesario calcular los pulsos de energía primarios debido a que en el medidor se puede programar la RTW primaria, de este modo la calibración es directa; aunque la integración real de energía en el medidor es en forma primaria de acuerdo a la RTC x RTP.
Los pulsos de energía y reactivos resultantes, se programan en el contador de pulsos RM-109 o el comparador automático RM-110 o medidor patrón de energía RD 20; y se miden en el patrón RM-11 o RM-10, o RD 20
Por lo tanto se consideran los siguientes pulsos para calibración de energía entrando y saliendo, y reactivos en los cuatro cuadrantes, aun cuando los valores de Tensión de prueba sean: 120, 115, o 69 Volts:
Energía entrando y saliendo:
90 pulsos para carga alta
45 pulsos para carga media e inductiva 9 pulsos para carga baja
Reactivos:
90 pulsos de calibración para los cuatro cuadrantes
Estos valores son estandar para todos los Medidores ION, sin importar la RTC y RTP programada en los mismos.
NOTA: Cuando se trabaje con medidores en servicio, se deben registran las lecturas de energía y Reactivos que tiene al inicio y al termino de la calibración.
CONTADOR Y COMPARADOR DE PULSOS DE ENERGIA Y REACTIVOS
FUNCIONAMIENTO:
CONTADOR RM-109.- Se programan en este contador los pulsos de energía y reactivos previamente calculados según la prueba que corresponda (una
prueba a la vez); se presiona el botón “start” y cuando detecta (sensa) un pulso del medidor, envía una señal para que “inicie” la prueba y comience a medir el
patrón RM-11 o RM-10, cuando termina de contabilizar los pulsos
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% de Error = Valor medido – Valor calculado * 100 valor calculado
COMPARADOR RM-110.- Se programan en este comparador los pulsos de energía previamente calculados para las pruebas de carga alta, media, inductiva y baja (se programan todas a la vez), éste comparador no inicia ni detiene la prueba, sino que “sincroniza” el pulso de salida del medidor con el
pulso de salida del patrón RM-11 o RM-10, luego se selecciona la prueba
deseada y se presiona el botón “enter” para que “inicie” la prueba, cuando
termina de contabilizar los pulsos programados, envía una señal audible de terminación y muestra en el display el número de pulsos medidos; ésta medición resultante se compara con los pulsos previamente calculados para obtener el error, de acuerdo a la fórmula anterior.
CONEXIÓN PARA SENSAR LOS PULSOS DE ENERGIA Y REACTIVOS
Se coloca el sensor óptico en el Led correspondiente del medidor para Watts/hora o Vars/hora, (se coloca según la magnitud a calibrar). No es necesario programar esta selección por software en el medidor.
Contador de pulsos RM-109 Comparador de pulsos RM-110
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ACTIVIDADES PRINCIPALES.
CONEXIÓN DE EQUIPOS
Se conectan la Fuente de ca y cc ( patrón para magnitudes instantáneas), el patrón de watts y vars/hora, y el medidor bajo prueba de acuerdo al siguiente diagrama de alambrado:
CALIBRACIÓN DE VARIABLES INSTANTÁNEAS; DE ENERGÍA Y REACTIVOS /HORA
a).- Se aplican con la fuente patrón los parámetros de tensión, corriente, potencia y ángulo de fase al Watthorímetro patrón y al medidor bajo prueba, de acuerdo a las condiciones de prueba correspondientes, descritas en ACTIVIDADES PRELIMINARES, los valores instantáneos que se aplican con la fuente serán la referencia o lecturas del patrón, y los registrados por el medidor bajo prueba serán las lecturas del instrumento.
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c).- Al finalizar cada prueba se registra en la hoja de resultados del informe de calibración, el valor de energía y/o reactivos que indica el equipos patrón de Watts/Vars hora (cuando se utiliza el contador RM-109) o el valor que indica el comparador RM-110
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VII.- CONCLUSIONES
Como conclusión puedo decir que se lograron los objetivos programados en dicho proyecto. Gracias al trabajo desarrollado pude darme cuenta de la importancia que tiene para nosotros los profesionistas involucrarnos laboralmente para darnos cuenta de las necesidades que existen en el espacio que colaboramos y de esta manera tenemos la oportunidad de proponer ideas y apoyar en lo que se requiera.
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VIII.- RECOMENDACIONES
Como recomendación puedo decir que debemos aprovechar al máximo la oportunidad que se nos ofrece al desarrollar un proyecto para poder poner en práctica los conocimientos obtenidos y desarrollados en nuestra institución para contribuir en el desarrollo de las actividades del lugar que nos encontremos laborando.
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IX.- REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y VIRTUALES.
1. Diseño de subestaciones eléctricas. José Raúl Martín.
Edit. Mc Graw – Hill.
2. Medidas eléctricas. Enciclopedia CEAC.
3.- htpp:\\www.selinc.com.mx
4. Transformadores. Enrique Ras.
Marcombo. 1994.
5.- htpp:\\www.omicrom.com.mx
6.- Guía de aplicación de interruptores. TEAM ARTECHE.
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