protocolos de pruebas a equipos de subestacion 115 kv
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Protocolos de Pruebas a Equipos de Subestacion 115 kVTRANSCRIPT
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
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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
vi
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
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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.
vi
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.
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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.
vi
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
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 52vi
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
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
vi
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
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 SEDETECvi
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
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
vi
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
DirecciónCoordinación
Técnica
DirecciónCoordinación
Comercial
Direcciónde
Almacenes y Suministros
DirecciónEconomía y
Finanzas
Direcciónde
Informática
Direcciónde
Planificación
Direcciónde
Transmisión
Direcciónde
Generación
Vicep. EjecutivaGeneración y Transmisión
Vicep. Ejecutivade Coordinación Filiales
Vicep. Ejecutivade Finanzas
Vicep. Ejecutivade Planificación
Contraloría General
Dirección de Secretaría
Dirección deInformación y Publicidad
Dirección RelacionesIndustriales
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
Despachosde Carga
SistemaCentral
SistemaOriental
Gerencia de Coord. Sistemas
Gerencia de Operaciones
Dirección de Transmisión
Vicepresidencia Ejecutiva de Generación y Transmisión
SistemaOccidental
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. DeTransmisión
Div. Medicionesy Protecciones
Unidad deSistemas
Unidad Obrasy Proyectos
Div. de Generación
División Administrativa
Dpto. ControlPrevio
Div. RelacionesIndustriales
Gerencia de ProducciónSistema
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.
- Carencia de equipos técnicos necesarios para la ejecución de las pruebas.
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.
2.3.- AISLANTES
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 ε r, 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.
2.3.1.1.- AISLANTES LÍQUIDOS
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).
2.4.- PRUEBAS DE AISLAMIENTO
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:
IcE
RT 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:
IfugaE
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
corriente de fuga
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.
• Prueba de alta tensión en corriente directal.
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 de alta tensión aplicada (A.C.)
- 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 comprobado que 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:
FpW
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 IRL 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
( ) ( )FpW
KV mA%
.=
10
Simplificando:
( )FpW
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:
- Una falla en barra interrumpe totalmente el suministro de energía.
- 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.
Ventajas:
- 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.
- Requiere mayor número de interruptores, lo que lo hace más costoso.
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
- Un seccionador de barra de transferencia
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
2.7.1.- DISYUNTORES
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.
d) Intensidad nominal: Es el valor límite de corriente en amperios eficaces
que puede circular continuamente por el disyuntor sin exceder sus límites de
temperatura. La corriente nominal viene determinada por la expresión:
InSn
Vn=
3.
Donde:
In = Valor eficaz de la corriente nominal, en A
Sn = módulo de la potencia nominal del sistema, en KVA. Por lo general es
el valor de la menor potencia nominal escogida entre los equipos que
conforman el sistema.
Vn = Tensión nominal del sistema, en KV.
e) Capacidad de corriente instantánea: La capacidad de corriente instantánea
o corriente nominal de tiempo corto es el máximo valor de corriente, incluyendo la
componente de corriente directa, que puede circular por el disyuntor sin averiarlo,
durante pequeños intervalos de tiempo. Normalmente se expresa en función de
Kiloamperios (K.A.) para un período de 1 seg. a 4 seg. y se le conoce como
capacidad nominal a 1 segundo o a 4 segundo, respectivamente. Estas capacidades
están basadas en las limitaciones térmicas.
f) Corriente nominal de interrupción: Es el valor eficaz máximo de corriente
a un voltaje determinado, que tiene que interrumpir el disyuntor en un circuito
inductivo o resistivo bajo unas condiciones de operación específicas y con una
tensión de restablecimiento de frecuencia natural (60 Hz) igual a la tensión de
operación especificada.
g) Tensión transitoria de restablecimiento: Es el voltaje transitorio que
aparece entre los terminales del elemento que interrumpe el circuito, durante la
interrupción de la corriente.
h) Potencia de interrupción: La capacidad de interrupción puede también ser
expresada como potencia de ruptura, la cual se determina según la siguiente
expresión:
P V I Cos= 3. . . φ
Donde:
P = Capacidad de ruptura, en MVA
V = Tensión de restablecimiento, en KV
I = Corriente interrumpida, en KA
La potencia de interrupción de un disyuntor no es contante y depende
íntimamente de la tensión de restablecimiento. Por ello cuando se indica la potencia
de ruptura como característica de funcionamiento de un aparato de corte, es
necesario precisar en todos los casos, la tensión de restablecimiento que le
corresponde.
Las capacidades de interrupción pueden definirse ahora como sigue:
- Capacidad interruptiva simétrica: Llamado también poder de corte
simétrico, es el mayor valor eficaz de corriente simétrica que el disyuntor puede
cortar en condiciones de cortocircuito. La corriente simétrica es el valor eficaz de
corriente de la componente de corriente alterna de la corriente que pasa por el polo
en el instante de separación de los polos.
- Capacidad interruptiva asimétrica: Es el valor de la corriente de
interrupción asimétrica o total (incluyendo la componente de corriente directa) que
puede interrumpir el disyuntor en condiciones de cortocircuito.
i) Servicio nominal de operación: El servicio de operación de un disyuntor
es el número prescrito de operaciones unitarias a intervalos establecidos.
j) Tensión de restablecimiento: Es el valor eficaz de la tensión máxima de la
primera semionda de la componente alterna que aparece entre los contactos del
interruptor después de la extinción del arco.
k) Corriente de restablecimiento: Es el valor de eficaz de la corriente total
(incluyendo ambas componentes, las de C.A. y la de C.D.) que un disyuntor puede
restablecer a un voltaje dado, bajo condiciones prescritas de utilización y
funcionamiento. Se mide desde la envolvente de la onda de corriente en el
momento de su primera cresta principal.
l) Tiempos de operación: Son los tiempos relacionados con el disyuntor en
las operaciones del mismo. En la figura 2.8 se indican los tiempos más importantes
relacionados con el disyuntor durante el proceso de despeje de una falla.
0 1 2 3 4
t
t1 t2 t3
t4
t5
t6
Figura 2.8 Tiempos de operación del disyuntor
Donde:
“0” Representa el instante de ocurrencia de t1 = Tiempo de atraso en el disparo la falla. t2 = Tiempo de apertura del
disyuntor“1” Representa el instante cuando se da la t3 = Tiempo de arqueo
energización de los circuitos de disparo t4 = tiempo de interrupción del(operación de los relés de protección) disyuntor
2” Representa el instante de apertura de los t5 = Tiempo de restablecimientocontactos de arqueo. t6 = Tiempo de eliminación de la
falla“3” Representa el instante de extinción del
arco.“4” Representa el instante de cierre de los
contactos de arqueo
2.7.1.2.- COMPONENTES DEL DISYUNTOR
Las partes de un disyuntor de potencia son los siguientes:
1.- Cámara de extinción.
2.- Columna o soporte a tierra.
3.- Mecanismo de accionamiento.
2.7.1.2.1.- CÁMARA DE EXTINCIÓN
La cámara de extinción es la parte del disyuntor en la cual se realiza la
operación de cierre o apertura de los contactos del mismo, y está formada por:
- Elemento de ruptura, constituido por una cámara en donde se produce el
debilitamineto del arco eléctrico.
- Contactos fijos y móviles, los cuales forman los elementos de conexión o
desconexión eléctrica del circuito de potencia.
- El medio de extinción , el cual tiene como función:
• Contribuir a la extinción del arco eléctrico.
• Servir como medio de enfriamiento de la cámara, durante el
proceso de formación del arco eléctrico.
2.7.1.2.2.- COLUMNA
En los disyuntores de alta tensión , la columna constituye el elemento
intermedio entre el mecanismo de accionamiento y la cámara de extinción.
Normalmente sirve de elemento soporte a ésta cámara y como elemento de
aislamiento a tierra de las partes energizadas del disyuntor. Contiene en su interior
el medio aislante (aceite, SF6, aire comprimido) y el elemento de maniobra del
contacto móvil (varilla de accionamiento).
2.7.1.2.3.- MECANISMO DE ACCIONAMIENTO
El mecanismo de accionamiento u operación de un disyuntor es el sistema
por medio del cual se suministra o se libera la energía necesaria para realizar las
operaciones de apertura o cierre del mismo. Los mecanismos de accionamiento se
realizan mediante los siguientes mandos:
a.- Mando óleo-neumático: Emplean aire comprimido y aceite para
comandar operaciones de cierre y apertura.
b.- Mando Neumático: Usa aire comprimido para comandar operaciones de
cierre y apertura.
c.- Mando de aceite: El cual usa aceite a determinada presión para comandar
operaciones de apertura y cierre.
d.- Mando mecánico: El cual usa dispositivos mecánicos para la ejecución
de sus operaciones, tales como los resortes.
2.7.1.3.- AISLAMIENTO DE LOS DISYUNTORES
El aislamiento de los disyuntores trabaja como mecanismo de extinción del
arco y como aislante entre sus piezas energizadas y tierra.
El aislante entre piezas energizadas y tierra conforma el aislamiento externo
del disyuntor; está constituido por estructuras de material cerámicos y sirven como
soporte mecánico a las piezas del equipo.
El aislante interno tiene como función la extinción del arco eléctrico que se
da en la cámara del disyuntor. Este aislante puede ser del tipo gaseoso o líquido,
normalmente hexafluoruro de azufre y aceite mineral en forma correspondiente.
El disyuntor como equivalente dieláctrico es el el equipo de potencia con un
circuito dieléctrico más complicado, por eso antes de realizarse una prueba en éste,
se debe tener presente el tipo de interruptor a probar, bien sea tipo “ T ” o tipo “ I ”,
a objeto de utilizar el diagrama dieléctrico adecuado.
El modelo circuital del dieléctrico del disyuntor tipo “ I ” posee dos
elementos que representan el aislamiento del varillaje y el de la cámara de
extinción, como se muestra en la figura 2.9.a:
T1
C1
T2
R
T3
Figura 2.9.a Modelo dieléctrico de un disyuntor tipo I.
C1: Representa el aislamiento entre la cámara.
R: Representa el aislamiento del soporte del interruptor
y brazo de acondicionamiento (varillaje).
T1, T2: Conectores del disyuntor.
T3: Representa la tierra.
El esquema dieléctrico equivalente a un disyuntor tipo “ T ” es aún más
complicado que el anterior, debido a que presenta mayor número de aislamientos.
Este modelo se muestra en la figura 2.9.b:
T1 C1 C2 T2
R
T3
Figura 2.9.b Modelo dieléctrico de un disyuntor tipo T.
2.7.1.4.- CLASIFICACIÓN DE LOS DISYUNTORES
Clasificación de los disyuntores según el mecanismo de extinción del arco:
Sistemas que usan para lograr aislar una parte del sistema de la otra:
- De aceite:
* Reducido volumen
* Gran volumen
- De aire comprimido
- De aire libre con o sin soplado magnético
- Hexafluoruro de azufre (SF6)
- Al vacío
a.- Aceite:
Los disyuntores de aceite se clasifican de la siguiente manera:
* Pequeño volumen de aceite: En estos disyuntores el volumen de aceite se
limita al necesario para llenar la cámara de extinción, y la exigencia
para el corte de corriente se cumple por medio de la combinación de
flujos de aceite dependientes o independientes de la intensidad de
corriente.
* Gran volumen de aceite: Son aquellos que utilizan principalmente el aceite
en grandes cantidades, como medio aislante, refrigeración y
extinción del arco.
b.- Hexafluoruro de Azufre:
En este tipo de disyuntores se emplea el gas SF6 a presión como medio de
aislamiento y de extinción del arco.
c.- Aire Comprimido:
Estos disyuntores emplean el aire a presión como medio de soplado al
centro del arco para extinguirlo mediante el auxilio de toberas.
d.- Vacío:
Es aquel en el cual se emplea una cámara de extinción al vacío (10-4 a 10-
7mm Hg) para la extinción del arco.
e.- Soplado magnético:
El principio de interrupción de estos disyuntores, se basa en el principio de
alargamiento y debilitamiento del arco eléctrico, por efecto del campo
magnético, generado por una bobina de pocas espiras y núcleo de hierro, por
la cual circula la corriente del disyuntor en estado cerrado y durante la
formación del arco.
2.7.2.- SECCIONADORES
Este es un equipo de maniobra diseñado sólo para abrir o cerrar un circuito
eléctrico en condiciones energizadas o no, pero sin circulación de corriente de carga
o cortocircuito, sus maniobras de conexión o desconexión se hacen en vacío. Las
partes principales de un seccionador son:
1.- Columna de aislamiento: Forma el aislamiento a tierra respecto a puntos
energizados del seccionador.
2.- Cuchilla: Parte móvil de contacto que embraga una con otra, ya sea
móvil o fija.
3.- Base: Es el soporte metálico donde se fija el seccionador.
4.- Terminales: Son las piezas conductoras a las cuales se fijan los
conectores de los conductores de entrada y salida del seccionador.
5.- Mecanismo de Accionamiento: Es elemento necesario para realizar las
maniobras del seccionador.
El aislamiento de los seccionadores está contituido por piezas cerámicas ,
viene en forma de columna y sirven para soportar y aislar las piezas conductoras
que van a conectarse al circuito.
2.7.2.1.- TIPOS DE MANDO DE LOS SECCIONADORES
- Por Pértiga: Es aquel, en el cual la maniobra se realiza por medio de una
pértiga aislada que se engancha a una pieza del seccionador.
- Manual: Es aquel en el cual se efectúa accionando manualmente una
transmisión mecánica. Puede ser de dos tipos:
* Directo: Cuando el conjunto mecánico está montado sobre la estructura
del mismo seccionador.
* A Distancia: Cuando el conjunto mecánico no está colocado en la
estructura del seccionador y se opera por medio de un mecanismo de
transmisión.
- Eléctrico: Es aquel, en el cual el mando es accionado por medio de un
motor eléctrico. Esta acción se puede realizar en forma local o remota.
- Neumático: Es aquel, en el cual el mando es accionado por medio de aire
comprimido. La maniobra se efectúa directamente o por medio de elementos
eléctricos (electroválvulas).
2.7.2.2.- AISLAMIENTOS EN SECCIONADORES
El aislamiento de los seccionadores básicamente está constituido por piezas
cerámicas, en forma de columnas y sirve para soportar y aislar las piezas
conductoras que van a conectarse al circuito.
2.8.- TRANSFORMADORES DE MEDIDA:
Los transformadores de medida (T.M.) son aquellos que transforman la
corriente que se desea medir a valores secundarios comodamente mesurables,
manteniendo la relación correcta de los valores absolutos y las fases. Estos son
transformadores de baja potencia destinados a alimentar instrumentos de medida,
contadores, relés y otros aparatos análogos. Hay dos clases de transformadores de
medida:
- Transformadores de corriente (TC) o intensidad, en los cuales la intensidad
secundaria es proporcional a la intensidad primaria y desfasada un ángulo próximo
a cero con respecto a la misma. Los equipos de protección que requieren
alimentación de corriente lo reciben por intermedio de un transformador de
corriente, cuyos objetivos principales consisten en aislar el sistema de protecciones
del sistema de potencia y al mismo tiempo transformar la corriente real en una
corriente adecuada para la alimentación de los equipos de protección.
- Transformadores de tensión (TP), en los cuales la tensión secundaria es
proporcional a la primaria y desfasada un ángulo proximo a cero con respecto a la
misma. Estos alimentan la tensión a los equipos de protección que lo requieran, ya
que su objetivo es aislar el sistema de protección y medición del sistema de
potencia y transformar la tensión real en una adecuada para la medición.
La función de los transformadores de medida es reducir a valores
normalizados las características de tensión y corriente de una red eléctrica. De esta
manera, se evita la conexión directa entre los instrumentos y los circuitos de alta
tensión, que sería peligroso para los operarios y requeriría cuadros de instrumentos
con aislamiento especial, además de evitar utilizar instrumentos de medida de
corrientes intensas especiales y costosos.
Un transformador se compone de dos arrollamientos bobinados sobre un
núcleo magnético. El primario es alimentado por una tensión Up absorbiendo la
intensidad Ip. El secundario suministra a la carga exterior la intensidad Is con una
tensión Us.
Si los bornes secundarios están libres, el primario actúa como una
autoinducción, sobre el núcleo de hierro, absorbiendo la corriente de excitación Ipo,
que consta de una corriente magnetizante y una componente de pérdidas en la
chapa.
Si todo el flujo ϕ, creado por el primario, es recogido por el secundario, es
posible establecer lo siguiente:
Ep Npd
dt= ϕ
Es Nsd
dt= ϕ
Aplicando la ley de Ohm, y despreciando la resistencia del bobinado
primario, resulta:
Up - Ep = 0; Up = Ep = Np = d
dt
ϕ
Us - Es = 0; Us = Es = Ns = d
dt
ϕ
Así es, como resulta:
Up
Us
Ep
Es
Np
NsK= = =
Siendo K la relación de transformación.
Al conectar una carga a los bornes secundarios, aparece la corriente
secundaria Is, que origina un flujo de oposición al creado por Ip. Para mantener
constante Up, la intensidad primaria aumenta de valor, cumpliéndose:
Np Ip Ns Is
R
. .− = ϕ
y por lo tanto como F = ϕ.R = Np.Ipo
queda Np . .Ip = Ns . Is + Np . Ipo
En un transformador perfecto, Np . Ipo es despreciable, y por tanto:
Np. Ip = Ns. Is
Ip
Is
Ns
Np K= = 1
ERRORES DE INTENSIDAD:
Error de intensidad, Ei , es el error que el transformador introduce en la
medida de intensidad, y que proviene de que su relación de transformación no es
igual a la relación nominal. El error de intensidad Ei, expresado en tanto por ciento,
viene dado por la formula:
( ) ( )Ei
Kn Is Ip
Ip%
..=
−100
Donde:
Kn = Relación de transformación nominal.
Ip = Intensidad primaria real.
Is = Intensidad secundaria real.
CARGA
La carga conectada a un transformador de corriente o tensión, es la
impedancia del circuito exterior alimentado por el arrollamiento secundario,
expresada en Ohmios, con la indicación desu factor de potencia. Puede ser indicada
también por su factor de potencia y la potencia aparente en voltio-amperios (V.A.).
2.8.1.- TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD
El primario de un transformador de intensidad consta de una o varias
espiras, que se conectan en serie, con el circuito cuya intensidad se desea medir. El
secundario alimenta los circuitos de intensidad de los equipos de medida,
conectados en serie. También existen transformador de corriente en los que no está
incorporado el primero, el aislamiento principal puede estar en el primario (cables,
etc.) o en el propio transformador.
Los transformadores de corriente tienen una corriente nominal que es el
valor que sirve de base para las condiciones de precisión.
El arrollamiento primario puede tener una, dos o cuatro secciones,
permitiendo una dos o tres intensidades primarias nominales, mediante el adecuado
acoplamiento de las mismas. Puede haber también, uno o varios arrollamientos
secundarios con núcleos de características iguales o diferentes, bobinados cada uno
sobre su circuito magnético, es decir, que los arrollamientos secundarios están
separados por completo magneticamente. De esta manera no existe influencia de un
secundario sobre el otro.
La potencia de precisión es la potencia aparente que suministra el
transformador al circuito secundario bajo la tensión o corriente nominal, sin que los
errores que introduzcan las mediciones sobrepasen los estipulados.
De acuerdo a los equipos que está destinado a alimentar el transformador de
intensidad, se clasifican en dos tipos:
- Transformadores de intensidad para medición.
- Transformadores de intensidad para protección.
2.8.1.1.- TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD PARA MEDIDA
Son los transformadores de intensidad destinados a alimentar los aparatos de
medida, contadores y otros aparatos análogos.
Para proteger los aparatos alimentados por el transformador, en caso de
cortocircuito en la red en la cual está intercalado el primario, se tiene en cuenta el
factor nominal de seguridad, que se define como:
FsIps
Ipn=
Donde:
Ips es la intensidad nominal de seguridad.
Ipn es la intensidad primaria nominal.
La intensidad nominal de seguridad, es la intensidad primaria, para la que el
transformador ha comenzado a saturarse. En este momento, la intensidad
secundaria multiplicada por la relación de transformación nominal, debe ser menor
o igual a 0.9 veces la intensidad primaria. Se puede escribir entonces:
Kn Is < 0.9 Ips
Lo que se busca es que estos transformadores se saturen rápidamente para
que la corriente secundaria al alcanzar ciertas magnitudes no puedan causar daños a
los equipos de medición.
2.8.1.1.1.- CLASE DE PRECISIÓN
La clase de precisión de un transformador de intensidad para medida, está
caracterizada por un número (índice de clase) que es el límite de error de relación,
expresado en tanto por ciento para la intensidad nominal primaria cuando el
transformador está alimentando la carga de precisión, siendo ésta la máxima carga
conectada en el circuito secundario bajo la corriente y tensión nominal sin que los
errores que introduzcan las mediciones sobrepasen los estipulados.
Las clases de precisión normalizadas para los transformadores de intensidad
para medida son: 0.1, 0.2, 0.5, 1 y 3.
La verificación de la clase en los transformadores de intensidad para
medida, consiste en medir su relación de transformación con una precisión que
debe ser necesariamente del orden de 0.01%.
La realización de este ensayo, en forma absoluta, solamente es posible en
laboratorios especializados. Afortunadamente, utilizando transformadores patrones,
debidamente contrastados, es posible obtener, por comparación, en puentes de
verificación, los errores de cualquier transformador, con la precisión necesaria.
Para que un transformador de intensidad pueda realizar una clase de
precisión elevada con un factor de nominal de seguridad bajo, es necesario utilizar
en la construcción del núcleo, chapa magnética de gran permeabilidad y de
saturación rápida. esto se logra normalmente, aunque no siempre es posible, con
chapa de alto porcentaje de níquel de elevado costo.
2.8.1.2.- TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD PARA PROTECCIÓN
Son los transformadores de intensidad destinados a alimentar los relés de
protección. Deben, por tanto, asegurar una precisión para intensidades de valor
igual a varias veces la intensidad nominal.
Para estas intensidades, el error a considerar es un “error compuesto”, que se
define como el valor eficaz de la diferencia integrada sobre un período entre los
valores instantáneos de la intensidad primaria y el producto de la relación de
transformación nominal por los valores instantáneos de la intensidad secundaria
real.
2.8.1.2.1.- CLASE DE PRECISIÓN
La clase de precisión de un transformador de intensidad para protección,
está caracterizada por un número (índice de clase) y la letra “P” (inicial de
protección).
El límite de clase indica el límite superior del error compuesto para la
intensidad límite de precisión nominal y la carga de precisión, Después de la letra
“P” figura del factor límite de precisión nominal.
Las clases de precisión normales son 5P y 10P.
En los transformadores de intensidad para protección, hay que verificar la
precisión para la corriente nominal, y para ello se utiliza el mismo sistema que en
los transformadores para medida.
2.8.1.3.- TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD CON VARIOS
NÚCLEOS
Estos como su nombre lo indica están formados por varios núcleos
secundarios, arrollados sobre él mismo o distinto material magnético, generalmente
son muy utilizados pues la mayor parte de los transformadores se realizan con un
núcleo para medida y otros para protección. Pueden realizarse tantos núcleos como
se desee, siempre que las dimensiones totales permitan una ejecución económica.
El núcleo para medición se debe saturar frente a grandes corrientes para
proteger los equipos de medición, mientras que los núcleos para protección no se
deben saturar para que el relé vea toda la corriente de falla y actúe dependiendo de
la gravedad de esta.
2.8.2.- TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
El primario de un transformador de tensión, se conecta a los bornes entre los
cuales se desea medir la tensión y el secundario se conecta a los circuitos de tensión
de uno o varios aparatos de medida conectados en paralelo.
Estos transformadores trabajan a tensión nominal, este el valor que sirve de
base para las condiciones de precisión del transformador de medida, tanto en el lado
primario como en el secundario.
Los transformadores de tensión están destinados a medir tensiones entre
fases o entre fase y tierra.
Se conocen principalmente los siguientes tipos de transformadores de tensión:
1.- Transformadores de potencial electromagnéticos (TPM).
2.- Divisores Capacitivos, denominados también transformadores de
potencial capacitivos.
2.8.2.1.- TRANSFORMADORES DE TENSIÓN CAPACITIVOS
Son los transformadores de tensión formados por un divisor capacitivo y un
elemento electromagnético.
El divisor capacitivo consta de dos condensadores conectados en serie, con
el fin de obtener un borne de tensión intermedia, al que se conecta una inductancia
y un transformador de tensión intermedia del tipo inductivo.
Los transformadores de tensión capacitivos, además de su utilización para
medida y protección, permiten utilizar la línea de alta tensión para comunicación
mediante el equipo para onda portadora de alta frecuencia.
2.8.2.2.- TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PARA MEDIDA
Los transformadores de tensión para medida son aquellos transformadores
de tensión destinados a alimentar los aparatos de medida, contadores y otros
aparatos análogos.
Existen transformadores de tensión para medida y transformadores de
tensión para protección.
2.8.2.2.1.- ERRORES DE TENSIÓN Y DE FASE
El error de tensión es el error que un transformador introduce en la medida
de una tensión y proviene de que su relación de transformación no es igual a la
relación nominal. El error de tensión (Eu), expreasado en tanto por ciento está dado
por la siguiente fórmula:
Eu % = (KnUs - Up).100/Up
Donde:
Kn = Relación de transformación nominal.
Up = Tensión primaria real.
Us = Tensión secundaria correspondiente a Up en las condiciones de la medida.
El desfase o error de fase de un transformador de tensión, es la diferencia de
fase entre los vectores de la tensión primaria y secundaria, elegidos los sentidos de
los vectores de forma que el ángulo sea nulo para un transformador perfecto.
2.8.2.2.2.- CLASE DE PRECISIÓN
La clase de precisión de un transformador de tensión para medida, está
caracterizada por un número (índice de clase) que es el límite del error de relación,
expresado en tanto por ciento, para la tensión nominal primaria estando
alimentando el transformador con la carga de precisión.
Las precisiones normales son las siguientes:
C 0.1 - C 0.2 - C 0.5 - C 1 y C 3
Por ejemplo C 0.3 significa que se tendrá un error máximo de 0.3% cuando
se tiene conectado al transformador de tensión su carga nominal normalizada.
2.8.2.3.- TRANSFORMADORES DE TENSIÓN MONOFÁSICOS PARA
PROTECCIÓN
Los transformadores de tensión para protección son los transformadores de
tensión destinados a alimentar relés de protección.
2.8.2.3.1.- CLASE DE PRECISIÓN
A los transformadores de tensión para protección al igual que para los de
medida, se les exige que cumplan una clase de precisión. La clase de un
transformador de tensión para protección está caracterizada por un número que
indica el error máximo, segudo de la letra “P”.
Las clases de precisión normales son:
3P y 6P
2.8.2.4.- AISLANTES PARA TRANSFORMADORES
Un transformador de dos devanados es aquel que se compone de dos
arrollamientos bobinados sobre un núcleo magnético. Los transformadores de
medida solo tienen dos devanados.
El modelo circuital del aislamiento que interviene en un transformador de
dos devanados, como lo muestra la figura 5.5, esta compuesto de tres capacitancias
equivalentes.
Según el modelo propuesto, cada uno de los parámetros tiene el siguiente
significado:
CH: Aislamiento entre el lado de alta y tierra.
CL: Aislamiento entre el lado de baja y tierra.
CHL: Aislamiento entre el lado de alta y el lado de baja.
CH
CHL
CL
AT
BT
Figura 2.10 Equivalente dieléctrico de transformador de dos devanados.
Aunque la representación muestra un condensador sencillo, no quiere decir
que sea un dieléctrico simple.
Los transformadores son equipos muy complejos, los cuales poseen aislantes
que pueden ser de diversos tipos, metales ferrosos y no ferrosos, todo este conjunto
se ve afectado permanentemente por ciclos de temperatura y la vibración originada
por la magnetización del núcleo.
De todos los elementos que conforman el transformador, los más
susceptibles de sufrir fallas son los aislantes.
El aislante puede fallar mecánica o eléctricamente. Falla mecánicamente,
por ejemplo en aislantes sólidos, cuando por esfuerzos electrodinámico se rompe y
pierde su capacidad de aislar. Aunque esto no es lo más frecuente, ya que por lo
general el aislante disminuye por efectos químicos o físicos su calidad de tal.
En general los aislantes sólidos impregnados en un medio y adecuado son
bastantes estables y su expectativa de vida supera los 30/40 años. El aceite mineral
que se usa como aceite líquido en los transformadores es muy susceptible de
absorber humedad, formar sedimentos sólidos, y oxidarse dando lugar a la
formación de ácidos y otros productos químicos.
Los principales factores que afectan y favorecen la acción química en el
líquido aislante, y causan su deterioro, son la humedad, el oxigeno, la temperatura y
la presencia de catalizadores tales como el cobre.
El oxigeno del aire provoca la oxidación del aceite cuando este se calienta, y
esto arroja como resultado la formación de ácidos y sedimentos o barros que se
depositan en las partes internas del transformador e impiden su refrigeración.
Las cuatro funciones del aceite de un transformador son:
- Proveer rigidez dieléctrica.
- Proveer un medio de transferencia de calor o refrigeración eficiente.
- Preservar y proteger el núcleo y bobinas del ataque químico.
- Prevenir la formación o depósito de sedimentos sobre las partes vitales del
transformador.
Los cuatro ensayos o pruebas que ha determinado la ASTM (American
Society for Testing Materials) como criterio más adecuado para evaluar las cuatro
funciones de los aceites antes indicadas son:
1.- Rigidez dieléctrica (RD) (Milivolts) revela: agua en el aceite.
2.- Número de neutralización (NN) (Mg/KOH/g) revela: ácidos en el aceite.
3.- Tensión interfacial (IFT) (Dyhas/cm) revela: barros en el aceite.
4.- IFT/NN = M.I. (adimensional) revela: depósitos de sedimentos.
La primera prueba es realizada en campo, mientras que la segunda y la
tercera son efectuadas en el laboratorio y la cuarta prueba es un cálculo que se
realiza con los resultados obtenidos de las dos anteriores.
2.9.- GENERALIDADES DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN
Comúnmente los sistemas de potencia se encuentran bajo condiciones
normales de operación, pero dada la importancia de las líneas de transmisión y de la
necesidad de proteger los equipos involucrados en el sistema, se dispone de
protecciones para transformadores, barras, generadores, líneas y otros elementos
similares; para proteger dichos equipos ante la ocurrencia de condiciones anormales
o fallas.
Para evitar el deterioro de transformadores, generadores, líneas y otros
equipos involucrados en el diseño de las Subestaciones se realiza la desconexión
rápida de cualquier falla. Para ello se necesitan de elementos que detecten las fallas
e indiquen la presencia de la misma, dichos dispositivos se conocen como relés de
protección.
La función primordial de los equipos de protección es la de evitar que las
fallas en los sistemas de potencia tengan una duración prolongada que puedan
causar daños irreversibles o de difícil reparación o problemas en la estabilidad y
continuidad del servicio en el sistema.
Las protecciones son entonces elementos encargados de detectar las
variaciones que se producen en algunos parámetros del sistema, luego de la
ocurrencia de una falla a fin de separar o eliminar los diferentes puntos de
alimentación a la falla, mediante la operación de interruptores y/o producir
señalizaciones o alarmas que faciliten o indiquen la localización de la falla.
2.9.1.- PROTECCIÓN PRIMARIA, SECUNDARIA Y DE RESPALDO
Los relés de protección primaria conocidos también como protección
principal, son la primera línea de defensa contra una falla, deben operar tan pronto
como ocurra la falla ya que no tienen ningún tipo de retardo intencional, ordenando
la apertura del menor número posible de disyuntores.
Las protecciones de respaldo actúan en caso de que la protección principal
no opere y no se haya despejado la falla, quedando los disyuntores cerrados. En este
caso la protección de respaldo interviene dando la orden de apertura a otros
disyuntores ubicados localizados en la misma Subestación o en otra.
La protección secundaria es una línea de defensa adicional que puede ser
idéntica o no a la protección principal y si se presenta algún retardo con respecto a
la primaria es debido a las características propias de operación. La protección
primaria y secundaria poseen la misma zona de disparo.
Lo ideal sería despejar la falla en la protección principal porque se
desconecta una porción mínima del sistema en el menor tiempo posible. La
protección de respaldo es temporizada, ya que se ajusta la actuación del relé para un
tiempo retardado, lo que hace que la protección de respaldo sea lenta, además
desconecta una mayor porción del sistema.
2.9.2.- FUNCIONES DEL SISTEMA DE PROTECCIONES
Las funciones que realizan los sistemas de protecciones son muy variadas,
entre ellas podemos mencionar las siguientes:
• Retirar rápidamente del servicio la parte necesaria para despejar la falla con el
objeto de evitar que se dañe la calidad del servicio.
• Enviar señalización acústica y óptica, al presentarse una condición anormal de
operación, con el objeto de que el personal de operación del sistema tome las
medias que el caso amerita.
• Impedir maniobras de operación incorrectas que por error pueda comete el
personal de operación y que afectan el sistema, como puede ser una orden de
sincronización cuando no existen las condiciones para la misma.
CAPITULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1.- TIPO DE INVESTIGACIÓN:
De acuerdo a las características del estudio realizado, éste trabajo puede
ubicarse dentro de la modalidad de Investigación de Campo. Según el Manual de
Trabajos de Maestría y Tesis Doctorales de la UPEL, año 1990, pag 5, se entiende
Investigación de Campo como “el análisis sistemático de problemas con el
propósito de describirlos, explicar sus causas y efectos, entender su naturaleza y
factores constituyentes o predecir su ocurrencia”.
Es una Investigación de Campo bajo la modalidad experimental ya que los
datos de interés obtenidos durante las pruebas son tomados directamente en la
Subestación mediante la realización de las mismas. Es del tipo descriptiva porque
se describen y explican las características propias de los equipos y la forma en que
se realizan las pruebas de aceptación a los mismos. Además, se lleva a cabo la
evaluación de los resultados obtenidos en los ensayos realizados para determinar las
condiciones del equipo en prueba.
Por otra parte, el estudio tiene un apoyo en una investigación de tipo
documental, ya que se toma información de diversas fuentes bibliográficas con el
propósito de ampliar y profundizar en relación a los elementos involucrados en la
ejecución de las pruebas.
3.2.- ÁREA DE INVESTIGACIÓN
El Trabajo Especial de Grado es desarrollado en la Subestación el
MACARO de CADAFE, ubicada en Paya, Turmero, Estado Aragua.
3.3.- BASE DOCUMENTAL
El estudio se encuentra soportado sobre elementos informativos
fundamentales para la investigación, desde las siguientes fuentes bibliográficas:
- Tesis de Grado “Análisis de Pruebas de Campo aplicadas a equipos de Alta
Tensión”, Mayo 1996, de Aníbal Carpio.
- Manuales de los equipos a los cuales se les realiza las pruebas: Equipos de
medición, equipos de maniobras, equipos de protección.
- Manuales de los equipos con los cuales se realizaron las mediciones
durante las pruebas.
- Bibliografías de Ensayos
- Bibliografías de obras independientes.
3.4.- TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS
3.4.1.- TECNICAS PARA LA INVESTIGACIÓN
El trabajo fue realizado a través de las técnicas de observación, mediante la
realización continua de las pruebas, permitiendo establecer el procedimiento a
seguir en el desarrollo de las mismas, realizando anotaciones de resultados de
pruebas y análisis de los mismos.
Para ello se hizo un estudio de las normas de Equipos y Subestación
NODAL 230 T, ya que involucra especificaciones técnicas propias de los equipos
de la Subestación en prueba, también se realizó un estudio del tipo de barras y
tramos a probar, así como de los equipos involucrados en los tramos y de los
equipos en prueba, siendo una información de sumo interés para el desarrollo.
3.4.2.- INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS
Los instrumentos para la recolección de datos de aquellos que sirvieron
como fuente de información y que permitieron la compilación de la misma para la
realización de las pruebas, son las siguientes:
- Planos del esquema de protecciones de 230 y 115 KV de la Subestación
MACARO.
- Planos funcionales de los equipos involucrados en los tramos de línea de
la Subestación MACARO.
- Planillas de prueba de factor de potencia.
- Planillas de pruebas funcionales a los disyuntores.
- Planillas de prueba de inyección primaria de corriente a los
transformadores de corriente.
- Planillas de prueba de direccionalidad.
- Planillas de prueba de los seccionadores.
- Planillas de prueba de los transformadores de potencial.
3.5.- FASES DE LA INVESTIGACIÓN
Los pasos que se utilizan para el desarrollo de este estudio, se establecen
mediante cinco fases como sigue:
FASE 1:
Documentación acerca del problema. Esta documentación se contrae a la
información necesaria para determinar las características de los equipos
involucrados en las pruebas de aceptación, establecer objetivos claros y razonables
con los cuales comparar los resultados de las citadas pruebas.
FASE 2:
Determinación de los tipos de pruebas correspondientes a los equipos
involucrados en los tramos de salida de línea que se relacionan con la investigación
sometiendo a estudios los resultados que reflejarían.
FASE 3:
Ejecución de las pruebas seleccionadas con la respectiva evaluación.
FASE 4:
Registro de datos obtenidos y final elaboración de del manual de pruebas
que indican los criterios utilizables durante el desarrollo de las mismas.
CAPITULO IV
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
4.1.- ESQUEMA DE LA SUBESTACIÓN MACARO
La Subestación MACARO es una Subestación de Transmisión Normalizada,
tipo Nodal 230 T. Esta es una Subestación a 230 y 115 KV. con
autotransformadores 230/115 KV y transformadores reductores de 115 a 34.5 KV y
13.8 KV. El diagrama unifilar de la Subestación MACARO puede ser visto en la
figura 4.1 de la siguiente pagina.
Una Subestación Nodal es aquella que interconectada con otra conforma un
anillo en el Sistema de Transmisión, y en la cual, el flujo de energía puede ser en
uno u otro sentido, dependiendo de las condiciones del sistema.
La Subestación en el nivel de 230 y también 115 KV presenta un esquema
de barra principal y barra de transferencia que permite la transferencia de los
tramos de salidas de línea, con barra principal seccionada. Este esquema de barras
proporciona flexibilidad para las operaciones y asegura continuidad y confiabilidad
del servicio ya que la energía se suministra a través del tramo de transferencia.
Entre las ventajas de este esquema de barras es que permite realizar
mantenimiento de un interruptor al transferir la línea usando el tramo de
transferencia, sin interrupción del suministro de la energía eléctrica.
4.1.2.- DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACIÓN
Posee una casa de mando en la cual se encuentra la sala de mando, sala para
alojar equipos de alta frecuencia, sala para baterías y sala de servicios auxiliares.
Entre las especificaciones técnicas normalizadas se exige para los niveles de
tensión de 230 KV una barra principal y de transferencia con capacidad de 1200 y
600 Amp. respectivamente, y la misma condición para el nivel de tensión de 115
KV.
Los equipos de protección respectivos a los niveles de tensión de 230 y 115
KV están localizados en la sala de mando, en 34.5 KV se localizan en gabinetes
intemperie, individuales para cada tramo y en 13.8 KV en las celdas metálicas.
Servicios Auxiliares: Son aquellos equipos que suministran la energía
necesaria para la buena marcha de la Subestación. Los servicios auxiliares deben
prever a los diferentes equipos instalados de la alimentación respectiva a dicho
equipo, que puede tratarse de 440 V, 208 V y 120 V C.A. y 110 V C.C.
- Corriente continua: Son de 110 V. nominales.
- Corriente Alterna: Terciario de Autotransformador (13.8/0.44 KV).
La barra 440 KV permite conectar circuitos de fuerza y, al mismo tiempo,
alimentar a dos transformadores de 440/208 - 120V, 150 KV cada uno, para
servicios internos y de alumbrado.
SISTEMA GENERAL DE CONTROL
El control de la Subestación se lleva a cabo desde un centro remoto,
mediante un sistema de mando centralizado.
Los interruptores y seccionadores de 230 y 115 KV son operados desde
lugares distintos. En el gabinete del equipo hay un conmutador de dos posiciones:
“local” y “remoto”. La posición local permite el mando desde el mismo gabinete,
mientras que la posición remoto transfiere el control al tablero de mando que se
ubica en la sala de mando.
SEÑALIZACIÓN CENTRALIZADA Y ALARMAS
El sistema de alarmas está centralizado en un solo tablero, no están
colocados en grupos de alarmas en cada tramo del diagrama mímico del tablero de
control.
El sistema de alarmas está previsto de una señal de alarma mayor y menor,
que producen señales ópticas y acústicas en la Subestación.
Al recibir una alarma, el sistema de control, envía una señal al equipo de
transmisión y genera una señal acústica y óptica, cuando se acepta la alarma
localmente, se desconecta la señal acústica y se mantiene la señal óptica mientras
no desaparezca la señal que originó la alarma. La señal acústica corresponde a la
alarma mayor.
Dependiendo de la gravedad de la falla se produce una alarma mayor o
menor, generalmente se considera alarma mayor aquella que es producida por el
disparo del interruptor, y la alarma menor se produce por fallas que no están ligadas
al disparo del disyuntor.
Las alarmas individuales quedan señalizadas en los armarios de protección
de los equipos, los cuales están ubicados en patio. Solo una alarma general
correspondiente al conjunto de alarmas situadas en un mismo tablero, será llevada
al cuadro de alarma y señalización centralizada.
4.2.- ESQUEMA DE PROTECCIÓN:
El esquema de protecciones es el conjunto de Relés que protegen una zona
determinada (línea, transformador, generador, etc.) o un tramo de la Subestación.
Los equipos de protección están instalados en los tableros de protección ubicados
en la sala de mando.
La importancia de estas líneas y la necesidad de mantener en cualquier
momento y bajo cualquier condición de operación y desarrollo del sistema a 230 y
115 KV, precisa de un esquema de protección para salidas de línea que garantice
una protección confiable al sistema y a los distintos elementos que lo integran ante
fallas ocurridas en la línea.
4.2.1.- ESQUEMA DE PROTECCIÓN PARA LOS TRAMOS DE 230 KV
PARA SUBESTACIÓN NODAL 230 T.
Para cada salida de línea se necesitan de equipos de protección y medición
para obtener la información de la energía suministrada y para proteger el sistema y
sus componentes ante posibles fallas.
El esquema de protección previsto para las salidas de líneas en 230 KV en
Caña de Azúcar I y II está integrado por los siguientes componentes:
1.- PROTECCIÓN PRIMARIA: Un Relé de distancia direccional de alta
velocidad y totalmente selectivo RELZ 100 de ASEA BROWN BOBERI, el cual
consta de :
- Unidad de Arranque (por sobrecorriente y/o impedancia)
- Unidad de transformación
- Unidad convertidora (analógica)
- Unidad de medición.
- Unidad de sobrecorriente.
2.- PROTECCIÓN SECUNDARIA: Un Relé de distancia de control
numérico de arranque por sobrecorriente y/o subimpedancia : REL 316 de ASEA
BROWN BOBERI.
3.- Un Relé de Reenganche REXA 101 de ASEA BROWN BOBERI para
las operaciones de recierre.
4.- Un Relé supervisor de tensión y verificador de sincronismo SPAU 140 C
de ABB, que impide la conexión para acoplar el sistema si no está en fase o en
sincronismo y según programación bloquea operación de cierre al disyuntor por
ausencia de las tensiones de la barra y/o línea.
5.- Dos Relés de disparo: Uno para el disyuntor del tramo y otro relé de
disparo para el disyuntor de transferencia, estos envían la orden de apertura del
disyuntor del tramo respectivo y operan por recepción de señal de disparo directo
de la subestación remota a través de la señal de alta frecuencia de los equipos de
comunicación. Estos relés son del tipo RXMVB 2 de ASEA BROWN BOBERI.
6.- Seis Relés de Supervisión del circuito de disparo tipo SPER 1C1 de
ASEA BROWN BOBERI: Estos relés supervisan la continuidad de la bobina de
disparo del disyuntor y si la tensión continua de mando (110 V C.C.) está presente
o no, para permitir la operación; en tal sentido, estos determinan si el camino de
disparo del disyuntor del tramo está en condiciones de apertura o no. Existen seis
relés supervisores del circuito de disparo ya que el disyuntor posee tres polos y cada
uno de ellos tiene dos bobinas de apertura o disparo, por lo que hay seis caminos
supervisados. La supervisión de disparo está en “ON” cuando se habilita este relé,
esto ocurre al cerrar el seccionador de línea.
El diagrama Unifilar del tramo de salida de línea a 230 KV. se muestra en la
figura 4.2.
Línea 230 KV
B.P.
230
3
110
3
Protección Barras
Medición
Medición
B.T
OS: Ociloperturbografo
FI: Falla Interruptor
LS: Prot. Secundaria
LP: Prot. Primaria
R: Reenganche
FI OS LS
LP
R
Figura 4.2 Diagrama Unifilar Tramo Salida de Línea 230 KV.
4.2.2.-ESQUEMA DE PROTECCIÓN PARA LOS TRAMOS DE 115 KV.
El esquema de protección en los tramos de las salidas de línea de San
Jacinto I y San Jacinto II de la Subestación MACARO está conformado por los
siguientes relés:
1.- Para la protección primaria y para la secundaria se dispone del relé de
distancia REL 316 de ASEA BROWN BOBERI.
2.- Dos Relés de disparo tipo RXMVB 2 de ASEA BROWN BOBERI.
3.- Un Relé de Sincronismo y verificador de tensión: SPAU 140 C de ASEA
BROWN BOBERI.
4.- Un Relé de Reenganche WTX 910 de ASEA BROWN BOBERI.
5.- Dos Relés de supervisión del circuito de disparo tipo SPER 1C1 de
ASEA BROWN BOBERI.
4.2.3.- DESCRIPCIÓN DE LOS RELÉS UTILIZADOS EN LOS ESQUEMAS
DE PROTECCIÓN EN 230 Y 115KV:
El esquema de protección previsto para las salidas de línea a 230 y 115 KV.
está compuesto por dos sistemas de protección de alta velocidad y totalmente
selectivos como lo son las protecciones de distancia primaria y secundaria.
4.2.3.1.- PROTECCIÓN PRIMARIA
Suministra una protección rápida y selectiva contra cualquier tipo de
cortocircuito en líneas de dos terminales del sistema de transmisión a 230 KV, 60
Hz, con neutro directamente conectado a tierra. Este es un relé de distancia
direccional con disparo instantáneo para fallas en la línea protegida con medición
en primera zona y está ajustado para realizar un reenganche automático monofásico
o trifásico con disparo simultáneo en ambos extremos de la línea mediante el
esquema de transferencia de disparo utilizado. Cuenta con una zona de arranque,
primera zona con disparo instantáneo, segunda y tercera zona con temporización
ajustable. Con arranque por sobrecorriente y/o subimpedancia con posibilidad de
seleccionar ambas o cualquiera de ellas en el programa del relé.
Características:
- El circuito de medición del relé de distancia garantiza una medición exacta
de la distancia para todos los tipos de fallas (cortocircuitos a tierra, entre fases o
trifásicos) y sin que la misma se vea afectada por variaciones de frecuencia,
presencia de armónicos, componentes transitorias de corriente directa en la
corriente y tensión o corrientes de carga. Garantiza el menor tiempo de disparo
requerido, por ello sus elementos de medición están permanentemente conectados
al sistema sin que sea necesario conmutar los circuitos de alimentación a dichos
elementos de acuerdo al tipo de falla.
El sistema de medición permite realizar la discriminación direccional y la
medición de distancia eliminando cualquier posibilidad de que se establezca una
carrera entre los contactos de medición y dirección.
Para mantener la sensibilidad direccional para cualquier tipo de falla
diferente a la trifásica, se elige como tensión de referencia una de las tensiones de
las fases sanas o una combinación de ellas. Por ejemplo para una falla monofásica
en la fase “R” se toman las tensiones “VS” y “VT”, y en caso de una falla bifásica
como “VRS” se toma la tensión “VST”.
- Los elementos de arranque presentan el mismo rango para todos los tipos
de fallas, para lo cual no es necesario ninguna conmutación en sus circuitos de
alimentación. El tiempo de respuesta es tan rápido como el de los elementos de
medición. Su característica es del tipo de impedancia desplazada en el diagrama R-
X.
Los elementos de arranque realizan las siguientes funciones:
* Selecciona la fase correspondiente para la orden de disparo al usar
reenganche automático monofásico.
* Conmuta la etapa de distancia después de un cierto tiempo ajustable para
la segunda zona.
* Prepara el equipo de onda portadora para permitir la recepción de la señal
de la transferencia de disparo.
- Cuenta con tres zonas de protección; una primera zona instantánea con
tiempo de operación de 30 mseg para cualquier tipo de falla interna, una segunda
zona con un tiempo de operación ajustado a 0.4 seg. y una tercera zona con un
ajuste de 1.5 seg. Según Especificaciones Técnicas para Subestación NODAL 230T
de CADAFE.
- La sensibilidad de la protección le permite operar correctamente en el caso
de cortocircuitos trifásicos y fallas a tierra con valores por debajo de la corriente de
carga nominal del circuito (mín. 0.5 veces la I nom.).
- El esquema de protección está diseñado para permitir reenganche
automático mono ó trifásico.
- La aplicación de onda portadora en conjunto con la protección de distancia
garantiza que no se produzca una operación falsa de disparo debido a señales
extrañas en el equipo de alta frecuencia o debido a una mala operación del equipo.
Igualmente impide cualquier disparo falso producido por discordancia de cierre de
polos, corriente de carga de la línea o falla despejadas por otro interruptor.
- El relé de distancia permite la realización de pruebas y verificación de
ajustes en sitio sin necesidad de desmontar el relé ni desconectar o extraer el
cableado a través de la utilización del peine de prueba.
- Cuenta con señalizaciones que permiten registrar las siguientes
indicaciones:
* Tipo de falla.
* Zona de Distancia.
* Orden de disparo (en las tres fases)
* Recepción de señal de alta frecuencia (recepción de HF).
* Falta de tensión secundaria.
* Disparo definitivo.
* Oscilacion de Potencia.
* Bloqueo de la protección por falla tensión de potenciales.
Igualmente envía una señal al relé de alarma mayor de la Subestación y el
relé de señalización centralizada donde se identifica la salida de línea cuya
protección ha actuado.
4.2.3.2.- PROTECCIÓN SECUNDARIA
Esta protección suministra una protección rápida y selectiva contra cualquier
tipo de falla aislada y a tierra que ocurra en la sección de la línea protegida.
Consiste en un relé de distancia con tres (3) zonas de protección, que incluye una
primera zona con subalcance instantáneo y la segunda y tercera zona con
sobrealcance y retardo de tiempo ajustable.
El esquema actúa como respaldo para garantizar el despeje instantáneo de
cualquier falla en la sección de la línea protegida, para lo cual las otras zonas del
relé serán aceleradas a través del canal de onda portadora iniciada por la primera
zona del relé en el terminal opuesto de la línea. Así, la protección secundaria es
utilizada con un esquema de aceleración de etapas a través del canal de alta
frecuencia con subalcance permitido. Bajo estas condiciones se puede realizar
reenganche automático mono o trifásico, originando disparo trifásico definitivo en
caso de fallas permanentes o consecutivas durante el tiempo de bloqueo.
Funciones de la protección secundaria:
1.- Prepara al equipo de onda portadora para enviar señal en terminal
opuesto al detectar fallas.
2.- Ordena disparo instantáneo en ajustes de primera zona y efectuar
reenganche rápido.
3.- Envía señal de disparo al equipo de onda portadora para extender la
primera zona del terminal opuesto sólo en caso de fallas en primera zona.
4.- Ordena disparo instantáneo para fallas en la segunda etapa al recibir
señal de alta frecuencia desde el otro extremo y efectúa reenganche rápido.
5.- Ordena disparos definitivos para falla fuera de la sección protegida de
acuerdo a los retardos de tiempo ajustados para la segunda y tercera zonas,
bloqueando el reenganche en cualquier caso.
6.- Deja las señalizaciones indicando el tipo de falla, zona de distancia,
orden de disparo y recepción de alta frecuencia (HF).
7.- Envía al relé de alarma mayor y al de señalización centralizada donde se
identificará la salida cuya protección ha operado. Esta es común para todas
las protecciones de una misma línea.
La protección numérica de línea REL316 es parte de la generación de
equipos totalmente numéricos, es decir que emplean una conversión
analógica/digital directamente sobre los valores de entrada a continuación de los
transformadores de entrada del equipo (transformadores de corriente y potencial), y
procesa las señales numéricas resultantes usando exclusivamente
microprocesadores.
La protección numérica de línea REL316 está diseñada para la protección
rápida y selectiva a nivel de distribución, así como también para líneas de media y
de alta tensión de subtransmisión.
Puede detectar fallas trifásicas cercanas, fallas dobles a tierra, fallas
envolventes y fallas de alta resistencia. Como protección toma en cuenta
oscilaciones de potencia, así como también cambios en la dirección del flujo de
energía. Un cierre sobre falla provoca el disparo o desenganche inmediato de la
protección.
Posee entradas y salidas de las funciones de protección:
-Entradas analógicas (direccionales analógicas):
* Transformadores de entrada
* Entradas analógicas de las funciones de protección (direcciones
analógicas)
- Entradas binarias (direcciones binarias)
- Salidas de señalización (direcciones de señalización)
- Disparos
- Valores de medida
Las funciones de medida de todas las funciones e protección pueden leerse
utilizando la computadora de interface del usuario.
4.2.3.3.- RELÉ DE DISPARO TRANSFERIDO
El esquema de protecciones para la salida de líneas a 230 KV de Caña de
Azúcar I y II de la Subestación MACARO, cuenta con un relé de disparo de alta
velocidad que recibe señal de alta frecuencia de disparo directo, esta orden de
disparo proviene de la protección contra falla interruptor de la subestación en la
cual está el otro extremo de la línea, y envía esta señal a cada una de las bobinas de
disparo de los disyuntores del tramo de la respectiva salida de línea. Cuenta con
otro relé de disparo para el disyuntor de transferencia, así en caso de que se
encuentre transferida la línea, la orden de disparo debe progresar de forma tal que
el disyuntor de transferencia sea el que proceda a abrirse. Este relé está diseñado
para una tensión de operación de 110 V CC.
Funciones de los relés de disparo:
1.- Ordena disparo del disyuntor de 230 KV asociado a la línea (disyuntor
del tramo o disyuntor de transferencia).
2.- Deja señalización que indica la actuación del mismo.
4.2.3.4.- RELÉ SUPERVISOR DEL CIRCUITO DE DISPARO
Este relé se encarga de la supervisión del circuito de disparo del disyuntor,
enviando señal al tablero de señalización luminosa indicando la falla en el circuito
de disparo del disyuntor correspondiente, al detectar:
• Falla en la alimentación del circuito de disparo del disyuntor.
• Circuito abierto en la bobina de disparo o en el cableado del circuito.
• Falla del mecanismo para completar la operación del disparo, si esta
falla incide sobre contactos auxiliares del disyuntor.
La supervisión se realiza en cualquier posición, abierto o cerrado en que se
encuentre el disyuntor; el relé debe suministrar una supervisión continua
independiente de la posición del disyuntor, en el esquema de la Subestación
MACARO esta supervisión se habilita al estar cerrado el seccionador de barra del
tramo.
El esquema incluye la máxima cantidad de cableado, fusibles, etc., dentro
del circuito supervisado mediante la conexión en paralelo de todos los contactos de
los relés de protección.
El Esquema de Control evita que se produzcan falsas alarmas durante el
disparo o cierre manual del disyuntor y limitar la corriente para impedir el disparo,
en caso de cortocircuito accidental en el relé de supervisión.
Una vez que el relé actúa por alguna de las causas mencionadas
anteriormente, envía la señal de alarma menor de la Subestación y deja la
señalización (led) propia del relé indicando que ha operado.
Funciones del relé supervisor del circuito de disparo:
1.- Supervisa el circuito de disparo del disyuntor.
2.- Envía señal de alarma menor una vez que actúa el relé.
3.- Deja señalización correspondiente a la operación del mismo.
4.2.3.5.- RELÉ VERIFICADOR DE SINCRONISMO (SPAU 140 C)
Para acoplar dos sistemas, en este caso la barra y la línea, es necesario que
se cumplan las condiciones de sincronismo, que son igualdad de tensión, de
frecuencia y ángulo de desfasaje cero. Estas condiciones para los tramos de salida
de línea son evaluadas por el relé de sincronismo y verificador de tensión.
El cierre de cada uno de los disyuntores de 230 y 115 KV. está supeditado al
visto bueno del relé verificador de sincronismo mediante el sistema de
sincronización que constituye el esquema de protección de los tramos de salida de
línea.
Un contacto de este relé está conectado con el circuito de mando del
interruptor correspondiente a la salida de línea respectiva, impidiendo el cierre de
este disyuntor hasta tanto las condiciones de sincronismo no estén presentes, y
consecuentemente las tensiones de entrada al relé estén sincronizadas.
Estos valores se ajustan permitiendo un margen de tolerancia.
4.3.- DISYUNTORES
Los disyuntores de potencia utilizados en los tramos para las líneas de 230 y
115 KV de Caña de Azúcar I y II y de San Jacinto I y II respectivamente, en la
Subestación MACARO de CADAFE, son de mando neumático y utilizan SF6
como medio de extinción del arco, el mecanismo de accionamiento es
electromecánico.
Los interruptores poseen tres polos, cada uno de estos tienen dos bobinas de
disparo conectadas a la protección primaria y secundaria y a las protecciones de
respaldo, además de una bobina de cierre.
Las características de los disyuntores utilizados en los tramos de las salidas
de línea en 230 KV de Caña de Azúcar I y II de la Subestación MACARO son las
siguientes:
Marca: NUOVA MAGRINI GALILEO.
Tipo: 245 MHME - 1P
Año: 1993 VA: 2000
Nivel de aislamiento: 245 KV.
Vnom: 245 KV. Frecuencia: 60 HZ
Inom: 2000 Amp.
Capacidad Interrupción simétrica: 40 KA
Capacidad de cierre: 100 K Amp
Capacidad a la tensión: 245 KV.
Capacidad de interrupción:
• Discordancia fases: 12.5 KA
• Línea en vacío: 125 Amp.
• Cables en vacío: 250 Amp.
• Corrientes inductivas: 15 Amp.
El mecanismo de operación de los disyuntores ubicados en las salidas de
línea en 230 y 115KV son de mando neumático, para ello se requiere de:
• Red de aire comprimido: Compuesta por tuberías y válvulas necesarias
para la interconexión y correcta operación del sistema.
• Recipientes de almacenamiento de aire comprimido: Se encuentran
adyacentes a cada interruptor, tienen capacidad para permitir cinco
operaciones, aún en el caso extremo de que no haya energía auxiliar
para el arranque de los compresores. El tanque se ubica en la fase
central del disyuntor.
• Compresor: Es el encargado de comprimir y mantener la presión en el
sistema dentro de los límites permisibles para su operación. Este
disyuntor viene con el compresor integrado, es decir, que el compresor
esta adyacente al disyuntor.
La cámara de extinción opera dentro de un gas que tiene una capacidad
dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricos conocidos, llamado Hexafluoruro de
Azufre (SF6). Como comparación el SF6 alcanza tres veces la rigidez dieléctrica
del aire.
La presión nominal de gas es 6 Bar.
Este tipo de interruptor es el que actualmente domina el mercado para las
tensiones de transmisión y distribución, debido a las propiedades nobles que ofrece
este gas. La desventaja que se le puede asignar es que si existe fuga de SF6, es
difícil su detección, necesitándose de un aparato especial para descubrir el punto de
fuga. Si se llegara a perder presión por debajo del mínimo de seguridad el
interruptor queda automáticamente bloqueado, por lo que posee alarmas que
detectan esta anormalidad.
Los disyuntores utilizados son del tipo “ I ”. Poseen un tablero de mando
desde el cual es posible efectuar operaciones desde el mando local a través de los
pulsadores previstos para efectuar tanto operaciones de cierre como de apertura.
Tiene un conmutador para escoger el tipo de mando con el que se realizan las
operaciones, que pueden ser de mando local o mando remoto, también llamado
mando a distancia. Estos mandos son del tipo eléctrico.
Poseen un pulsador destinado para apertura de emergencia que funciona al
ser presionado, sin importar el tipo de mando que disponga en ese momento el
disyuntor. Incluye un indicador de posición local que dependiendo de la posición en
que se encuentre (abierto o cerrado) muestra la señalización correspondiente. El
indicador de posición en rojo indica que el disyuntor está cerrado y en posición
verde señala que se encuentra abierto.
Los interruptores en 230 y 115 KV están previstos con contactos auxiliares a
fin de llevar las señales de su posición a los esquemas de protección y a la
señalización en la sala de control.
Entre las protecciones internas del disyuntor se encuentran: Antibombeo,
Discordancia de polos, baja presión de gas, baja presión de SF6, baja presión de
aire, falla compresor.
Es importante destacar que la mayoría de las protecciones internas del
disyuntor, son del tipo mecánico, o mejor dicho el sistema de excitación del relé es
un dispositivo de esa naturaleza; por tanto, son protecciones lentas o que reaccionan
en más tiempo (milisegundos) que las eléctricas o externas provenientes de las
protecciones del tramo (primaria, secundaria, etc.).
4.4.- SECCIONADORES:
En el tramo de línea encontramos:
1.- Seccionador de barra
2.- Seccionador de línea.
3.- Seccionador de transferencia.
4.- Cuchilla de puesta a tierra.
Los seccionadores de línea están equipados con una cuchilla de puesta a
tierra para aterramiento de la línea. Esta cuchilla está diseñada para soportar la
misma corriente instantánea que el seccionador principal.
Trabajan a una frecuencia de 60 HZ. Con mando local-remoto eléctrico, tres
polos, con apertura lateral (horizontal).
4.4.1.- ENCLAVAMIENTOS:
El enclavamiento es el mecanismo de bloqueo o desbloqueo de la operación
de cualquier equipo que opere en forma Manual, Neumática, Hidráulica o Eléctrica.
La finalidad de los enclavamientos en los diferentes seccionadores de una
Subestación es evitar las maniobras bajo carga.
Según el modo de operar, los sistemas de enclavamientos asociados con
seccionadores son eléctricos y mecánicos:
- Enclavamientos eléctricos o automáticos: estos se hacen por medios
eléctricos o neumáticos, los cuales inhiben las operaciones de los seccionadores,
evitando así falsas maniobras.
- Enclavamientos mecánicos: Los enclavamientos son realizados
mecánicamente mediante el uso de un sistema de llaves y sirven como respaldo a
los enclavamientos eléctricos.
Los equipos de maniobra en la Subestación MACARO están provistos de
enclavamientos para operar únicamente siguiendo una única secuencia de
operaciones para la apertura y otra secuencia para el cierre; su función es impedir la
ejecución de maniobras inseguras, de manera de proporcionar, principalmente,
seguridad a los operadores, así como evitar daños en los equipos involucrados en
las operaciones. Estas maniobras se realizan bajo ciertas condiciones, sin las cuales
se inhiben las operaciones de los equipos.
La transferencia de los disyuntores en 115 y 230 KV está controlada por un
sistema de enclavamientos electromecánicos. Al cerrar el seccionador de la barra de
transferencia de un tramo se debe enviar la señal de disparo al disyuntor de
transferencia.
Los criterios de enclavamiento, dependen de la combinación de los equipos
de maniobra y del tramo asociado, así encontramos criterios de enclavamiento para:
- Seccionador de Línea y Barra - Disyuntor: Los seccionadores de línea y
barra de un tramo, sólo podrán ser operados si el disyuntor correspondiente al
tramo se encuentra abierto.
- Seccionador de Línea - Seccionador de Puesta a Tierra: El seccionador de
línea, sólo podrá ser operado si el seccionador de puesta a tierra está abierto, y el
seccionador de puesta a tierra sólo podrá ser operado si el seccionador de línea está
abierto. Esto implica tener abierto seccionador de barra y por lo tanto al disyuntor.
- Seccionador de Transferencia del Tramo de Salida de Línea - Disyuntor de
Transferencia: El seccionadores de transferencia correspondiente a los tramos de
salida de línea, sólo podrán ser operados si el disyuntor del tramo de transferencia
está abierto.
Sólo se podrá hacer transferencias de un tramo a la vez, esto quiere decir
que sólo podrá operarse un seccionador de barra de transferencia, estando el resto
de los seccionadores de transferencia de los otros tramos abiertos. Cuando existe un
tramo transferido, el disyuntor y los seccionadores del tramo de transferencia están
cerrados, así como el seccionador de barra de transferencia del tramo en cuestión.
Para tal efecto existe el cableado de control que habilita esta función.
- Seccionador de transferencia - Seccionador de puesta a tierra: El
seccionador de transferencia sólo podrá ser operado, si el seccionador de puesta a
tierra está abierto.
4.4.1.1.- ENCLAVAMIENTOS DEL TRAMO DE LA SALIDA DE LÍNEA
Siguiendo los criterios establecidos de enclavamientos para los tramos de
salidas de línea, se establece una secuencia de operación para cerrar el tramo de
línea y una secuencia de operación para abrir el tramo de la salida de línea.
Secuencia de operaciones para cerrar el tramo de línea de salida simple:
El disyuntor y los seccionadores de línea y de barra se encuentran en
posición abierto. El seccionador de puesta a tierra se encuentra en posición cerrado.
Paso 1: Se abre el seccionador de puesta a tierra.
. Paso 2: Se cierra el seccionador de barra
Paso 3: Se cierra el seccionador de línea.
Paso 4: Se cierra el disyuntor.
Secuencia de operación para abrir el tramo de línea de salida simple:
El disyuntor, los seccionadores de línea y de barra se deben encontrar en
posición cerrado. El seccionador de Puesta a tierra se encuentra en posición abierto:
Paso 1: Abrir el disyuntor.
Paso 2: Abrir seccionador de línea.
Paso 3: Abrir el seccionador de barra.
Paso 4: cerrar el seccionador de puesta a tierra.
4.4.1.2.- ENCLAVAMIENTOS DEL TRAMO DE LÍNEA CON LA
TRANSFERENCIA
Las secuencias de operación de los equipos de maniobra entre el tramo de
línea y el de transferencia están dadas según el caso de transferir un tramo de línea,
o de normalizar un tramo de línea transferido.
Secuencia de operación para transferir un tramo:
Con el disyuntor del tramo de transferencia, los seccionadores del tramo de
transferencia y el seccionador de transferencia del tramo a transferir en posición
abiertos, realizar las siguientes operaciones:
Paso 1: Cerrar el seccionador de transferencia del tramo a transferir.
Paso 2: Cerrar el seccionador de la barra de transferencia y de la barra
principal del tramo de transferencia en ese orden.
Paso 3: Cerrar el disyuntor del tramo de transferencia.
Paso 4: Abrir el disyuntor del tramo de línea.
Paso 5: Abrir seccionador de línea.
Paso 6: Abrir seccionador de la barra principal del tramo de línea.
Secuencia de operación para normalizar un tramo de línea transferido:
Con el seccionador de transferencia del tramo transferido, el disyuntor y
seccionadores del tramo de transferencia en posición cerrados:
Paso 1: Cerrar el seccionador de barra del tramo de línea transferido.
Paso 2: Cerrar el seccionador de línea del tramo de línea.
Paso 3: Cerrar el disyuntor del tramo de línea.
Paso 4: Abrir el disyuntor de transferencia.
Paso 5: Abrir el seccionador de línea del tramo de transferencia.
Paso 6: Abrir seccionador de barra del tramo de transferencia.
Paso 7: Abrir seccionador de transferencia del tramo de línea.
4.5.- TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC)
Los Transformadores de Corriente (TC) de 230 y 115 KV que se emplean
en los tramos de las salidas de línea en la Subestación MACARO tienen una
corriente nominal secundaria de 1 Amp con una relación de transformación de
500:1.
Estos transformadores están a la intemperie.
4.6.- TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP)
En los tramos de las salidas a 230 KV en la Subestación MACARO se
emplean transformadores de tensión capacitivos en cada fase de todas las salidas de
líneas y en cada fase de ambas secciones de la barra principal.
En cada salida de línea a 115 KV están instalados según las especificaciones
técnicas exigen un transformador de tensión capacitivo en una fase y en cada fase
de ambas secciones de la barra principal. El transformador de tensión capacitivo en
los tramos de las salidas de línea San Jacinto I y II de la Subestación MACARO
está conectado en la fase “S” para cada una de dichas salidas.
Por tanto hay tres transformadores por tramo para 230 KV y un
transformador de tensión por tramo a nivel de 115 KV en la salida de la línea, y en
la barra principal hay tres transformadores de tensión para 230 KV y tres
transformadores de tensión para 115 KV.
En el patio de 230 KV las tensiones para la medición se toman de los
transformadores de tensión conectados a la barra, pero las tensiones que van a las
protecciones provienen de los transformadores de tensión capacitivos conectados a
cada salida de línea.
En el patio de 115 KV, como bien se menciono, existe un solo
transformador de tensión capacitivo conectado a la fase “S” de la salida de línea,
por ello los equipos de protección y medición se alimentan de los transformadores
de tensión conectados a barra, mientras que el TP capacitivo se usa para medición
de tensión de línea con objeto de llevarla al relé de sincronismo.
Estos son transformadores con una tensión primaria nominal de 230 KV
para los tramos de 230 KV y 115 KV para los tramos de 115 KV, con una tensión
secundaria nominal de 110 V para ambos niveles. Son de tipo estación sobre
estructura soporte individual (intemperie).
4.7.- EQUIPOS DE MEDICIÓN PARA PRUEBAS
Los equipos de prueba necesarios para la realización de las pruebas son los
siguientes:
EQUIPO UTILIZACIÓN1 Inyector secundario
trifásico de corriente y
tensión.
• Verificación de la actuación de los relés de
protección.
• Verificación del cableado secundario desde
terminales secundarios de transformadores de
tensión hasta los tableros de medición y protección.• 2Cronómetro. • Medición del tiempo en la actuación de los
equipos de protección.• 3Equipo de medición del
factor de potencia
(DOBLE).
• Medición del factor de potencia en alta tensión
para determinar características dieléctricas.
• 4Chispómetro • Medición de resistencia dieléctrica del aceite.• 5Inyector primario de
corriente.
• Realización de inyecciones primarias a
transformadores de medida para verificación de
relación de transformación, verificación del
cableado secundario, verificación de instrumentos
de medición.• 6Impulsógrafo u oscilógrafo • Medición del tiempo de apertura y cierre de los
disyuntores.• 7Instrumentos de medición
(amperímetros,
voltímetros)
• Medición de corrientes y tensiones de baja
tensión en corriente alterna y corriente continua.
• 8Variac • Variación de tensión.• 9Medidor de ángulo • Medición del Ángulos.• Caja de prueba TURH • Simulación de fallas para verificación de
equipos de protección
CAPITULO V
PROTOCOLO DE PRUEBAS
5.1.- PRUEBAS A LOS DISYUNTORES
Para proceder a realizar las pruebas es necesario primeramente conocer las
características del disyuntor, indicadas en la placa del mismo, obteniendo así los
valores nominales y parámetros de funcionamiento adecuado para éste equipo.
5.1.1.- INSPECCIÓN VISUAL:
Como inicio del chequeo al disyuntor primero se debe realizar una
inspección ocular del estado general del mismo:
- Estructura o fundaciones.
- Montaje adecuado.
- Estado físico.
- Buen estado de los aisladores.
- Nivel de SF6.
- Aterramiento conexión a tierra.
- Pintura externa.
- Calefacción.
- Contador de operaciones.
- Estado de los contactores.
5.1.1.2.- PRUEBAS FUNCIONALES:
Luego de la inspección visual se procede a verificar la parte operacional, es
decir, su funcionamiento y ciertas características eléctricas, por lo que cada
disyuntor de potencia debe ser sometido a las siguientes pruebas:
- Pruebas de apertura y cierre.
- Operación eléctrica local.
- Operación eléctrica a distancia o remoto.
- Apertura de emergencia.
- Indicador de posición local.
- Enclavamientos.
- Indicador de posición en el tablero de mandos.
- Alarmas generales.
- Verificar Relé Antibombeo.
- Disparo transferido.
- Arranque del compresor.
- Bloqueos:
* Bloqueo por baja presión de gas.
* Bloqueo de reenganche por baja presión de aire.
* Bloqueo de apertura por baja presión de aire.
* Bloqueo de cierre por baja presión de aire.
- Señalización por baja presión de gas.
- Señalización por baja presión de aire.
- Discordancia de polos.
- Discordancia de cámaras.
- Simultaneidad de polos y tiempo de operación:
* Simultaneidad de cierre.
* Simultaneidad de apertura.
* Tiempo de operación de cierre.
* Tiempo de operación de apertura.
- Pruebas de Reenganches permitidos.
Medición de la resistencia de contactos de cada una de las fases del
disyuntor.
5.1.1.3.- PRUEBAS DE CARACTERÍSTICAS DIELÉCTRICAS:
Pruebas de aislamiento: Se realiza verificación del aislamiento del disyuntor
midiendo el Factor de Potencia del aislamiento (en porcentaje), Capacitancia y
corriente de fuga. Esta prueba se realiza a una tensión de 10 KV A.C. con el equipo
marca DOBLE.
5.1.2.- PROCEDIMIENTO A REALIZAR EN LA EJECUCIÓN DE LAS
PRUEBAS A LOS DISYUNTORES:
5.1.2.1.- PRUEBAS FUNCIONALES:
1.- Pruebas de apertura y cierre:
Estas operaciones se realizan mediante el mando eléctrico a distancia o
mando local para verificar que se efectúan correctamente dichas operaciones, sin
fallar en ninguna oportunidad las operaciones antes mencionadas, las cuales se
ejecutan mediante cualquiera de los mandos utilizados:
1.1- Operación eléctrica local de apertura y cierre del disyuntor:
Se verifica que el mando local funciona perfectamente, para ello se dispone
de elementos pulsadores, se realizan varias operaciones de apertura y cierre sin que
deba fallar en ninguna oportunidad. Al efectuar la prueba, es importante observar
que la posición de los indicadores mecánicos instalados en el interruptor sea la
correcta, así como las señalizaciones de posición remotas.
Se verifica que los contactos auxiliares que traen la referencia de posición
del disyuntor están de acuerdo con el estado del mismo, además del funcionamiento
del conmutador local-remoto, el cual al estar en posición local no permite la
ejecución de operaciones desde el mando a distancia y al encontrarse en posición
remoto no es posible operarlo localmente.
Estas pruebas se realizan siguiendo las operaciones que indican a
continuación:
- Con el disyuntor en posición abierto y el conmutador local remoto en
posición local, realizar las siguientes operaciones desde el mando local:
• Dar orden de cierre al disyuntor y verificar que se ejecute dicha
operación, la actuación del indicador de posición local y del
indicador de posición remoto.
• Realizar operaciones de apertura del disyuntor verificando que se
ejecute correctamente esta operación y el correcto señalamiento
del indicador de posición local y de posición remoto.
- Con el disyuntor cerrado y el conmutador de posición local - remoto en
remoto ejecutar las siguientes operaciones:
• Dar orden de apertura al disyuntor desde el mando local par
verificar que no es realizada dicha operación.
- Con el disyuntor en posición abierto y el conmutador en posición remoto
dar orden de cierre mediante el mando local y verificar que esta operación no es
realizada.
1.2.- Operación de emergencia local:
Las operaciones de emergencia previstas para el disyuntor desde el mando a
distancia están dadas únicamente para realizar aperturas de emergencia, mediante
un mecanismo de mando eléctrico. Se verifica que sea correcto su funcionamiento,
para lo que se efectúan operaciones de apertura utilizando el pulsador destinado
para este fin, sin que deba fallar en ninguna oportunidad.
La ejecución de las operaciones mencionadas se realizan de la siguiente
manera:
- Con el disyuntor en posición cerrado y el dispositivo local - remoto en
posición remoto dar una orden de apertura al disyuntor para comprobar que sea
ejecutada ésta operación.
- Con el disyuntor en posición cerrado y el dispositivo local - remoto en
posición local efectuar una orden de apertura y comprobar que efectivamente el
disyuntor abra.
1.3.- Operación eléctrica a distancia:
Se ejecutan las operaciones de cierre y apertura mediante el mando a
distancia o remoto, estas se realizan desde la sala de mando para constatar el
correcto funcionamiento del mando a distancia, así como la señal de las luces de
indicación de posición, y del dispositivo local remoto, ya que estando éste en
posición local, no debe operar a distancia o remoto.
Para la comprobación del funcionamiento del mando a distancia se realizan
las siguientes operaciones:
- Con el disyuntor en posición cerrado y el conmutador de posición local -
remoto en posición remoto, se da una orden de apertura desde el mando a distancia
y verificar en patio que el disyuntor efectúe enteramente dicha operación. Verificar
la señalización de la indicación de posición propia del disyuntor.
- Con el disyuntor en posición abierto y el conmutador de posición local -
remoto en remoto, dar un orden de cierre al disyuntor desde el mando a distancia.
Verificar en patio que se efectuó la operación de cierre del disyuntor y que tiene la
respectiva señalización de posición de acuerdo a la operación ejecutada.
- Con el conmutador de posición local - remoto en posición local, verificar
que el disyuntor no realice operaciones de cierre ni apertura.
2.- Indicador de posición local:
La verificación del funcionamiento del indicador de posición local se realiza
durante las operaciones de cierre y apertura por mando eléctrico local y a distancia,
consiste en verificar que el indicador de posición local este de acuerdo con la
posición real del disyuntor; esto es, el indicador esta en verde mientras el disyuntor
se encuentre en posición abierto y está en rojo al disyuntor permanecer en posición
cerrado.
3.- Verificación del relé de discordancia de polos:
Por tenerse polos que se accionan individualmente, se prueba el
disyuntor contra la discordancia de polos, para el caso de que al disyuntor
cerrar no se ejecute dicha operación simultáneamente entre los tres polos, e
igual para la apertura.
Par probar el relé se procede de la siguiente forma:
Con el disyuntor en posición abierto se desconecta una de las bobinas o
electroválvulas de cierre de una fase y se le da la orden de cierre mediante el mando
remoto o en forma local; se deben entonces cerrar los dos polos supuestos en buen
estado y luego de un tiempo previamente ajustado abrirse sin ninguna orden dada
adicional; quedando los tres polos del disyuntor abiertos. Se verifica que es
accionada la alarma respectiva.
Para ejecutarse la operación con el disyuntor cerrado, se procede a abrir el
mismo una vez desconectada la bobina de apertura de uno de los polos del
disyuntor, éste deberá abrir los dos polos considerados buenos e inmediatamente
después de un tiempo predeterminado deberá accionar la alarma respectiva. El relé
de discordancia de polos esta ajustado en las salidas de 115 y 230 KV de la
Subestación MACARO para actuar a los tres segundos.
4.- Verificación del relé antibombeo:
Este dispositivo forma parte de la protección interna del disyuntor, asegura
que cuando el disyuntor está recibiendo una orden de cierre en forma simultánea a
una orden de apertura proveniente de las protecciones (protecciones primaria y
secundaria, falla interruptor o protección diferencial de barras), no quede abriendo
y cerrando en forma permanente hasta que cesen dichas ordenes. Su función es
evitar que la orden de cierre sea mantenida, ya que al realizar una orden de cierre
manual, el tiempo que tarda en hacerlo es mayor que el tiempo de actuación de las
protecciones. Al dar una orden de cierre bajo falla, las protecciones actuarían antes
de que desaparezca la orden de cierre, en estas condiciones el disyuntor estaría
abriendo y cerrando varias veces. Es posible que el disyuntor quede cerrado
definitivamente en condiciones de falla por baja presión de gas al realizar estas
operaciones continuas. Con el fin de evitar que esto suceda se emplea el relé
antibombeo.
El mecanismo funciona de tal forma que mientras el disyuntor reciba en
forma simultánea una orden de cierre y una orden de apertura, el disyuntor realiza
una operación de apertura y permanece en esta posición hasta tanto no se de una
nueva orden de cierre y la anterior haya desaparecido totalmente. Ante dos ordenes
distintas el disyuntor debe obedecer la orden de apertura.
Para probar el funcionamiento del relé se da una orden de cierre mantenida
al disyuntor, para ello se deja presionado el pulsador ubicado en el tablero de
mando mediante el mando a distancia; y simultáneamente se envía una orden de
apertura al mismo, con el envío de un positivo en la bobina de apertura del
disyuntor y con el reenganche desactivado. De este modo se cumple la condición de
operación del relé, al disyuntor recibir dos ordenes de operación diferentes en
forma simultánea, verificando que el interruptor se abra y permanezca en esta
posición aunque se mantenga la orden de cierre, respondiendo a la disposición dada
por la función del relé antibombeo.
Si hay defectos en el circuito del relé antibombeo, el interruptor comenzará
a abrir y cerrar varias veces, por lo tanto se procede a revisar todos los puntos
necesarios tales como contactos, bobina, cableado, etc., que puedan ser causantes
del mal funcionamiento del relé.
5.- Bloqueos del disyuntor por baja presión de aire:
Verificar la correcta funcionalidad de los dispositivos de bloqueo provistos
por el disyuntor, consisten en unos contactos manométrico que actúan bajo presión
al ser presionados y hacen actuar a los contactos que mandan la orden al disyuntor
para que este no opere, quedando bloqueado. Estos contactos manométricos
correspondientes a los bloqueos del disyuntor son los siguientes:
- Contacto manométrico B: Bloqueo de reenganche.
- Contacto manométrico C: Bloqueo de cierre.
- Contacto manométrico D: Bloqueo de apertura I por baja presión de aire.
- Contacto manométrico E: Bloqueo de apertura II por baja presión de aire.
5.1.- Bloqueo de reenganche:
Con el disyuntor en posición abierto, se envía una señal de reenganche al
disyuntor mientras se presiona el contacto correspondiente al bloqueo de
reenganche (B) y se verifica que el disyuntor no cierre.
5.2.- Bloqueo de cierre:
Para verificar el bloqueo de cierre por baja presión de aire, el disyuntor debe
estar en posición abierto; se presiona el contacto manométrico correspondiente al
bloqueo de cierre (C) y desde el mando a distancia se envía una orden de cierre la
cuál no debe obedecer, permaneciendo en posición abierto.
5.3.- Bloqueo de apertura:
Para verificar el funcionamiento del contacto manométrico correspondiente
a la apertura I y II del disyuntor, como son los contactos “D” y “E”
respectivamente, se envía una orden de apertura al mismo bajo la cual no debe
operar. Para ello es necesario que con el disyuntor en posición cerrado y con el
contacto manométrico para el bloqueo de una apertura accionado (presionado),
enviar un disparo a esta bobina de apertura desde el armario de repartición a través
de algún punto destinado para este fin.
Para dar la orden de apertura se dispone de los contactos auxiliares de las
protecciones (primaria, secundaria y reenganche) o del mando a distancia, ya que
estos circuitos tienen llegada al armario de repartición y es posible su ubicación
haciendo uso de los planos del circuito de apertura I y II de las bobinas del
disyuntor; se envía la orden de apertura haciendo un cortocircuito en alguno de
estos contactos.
Esta prueba de bloqueo se realiza para la apertura I y II correspondiente a la
bobina de disparo I y II. El bloqueo de la apertura del disyuntor se realiza por baja
presión de aire.
6.- Bloqueo por baja presión de gas:
Para verificar que el mecanismo de bloqueo del disyuntor por baja presión
de gas está funcionando correctamente, se altera la medición vista por el medidor
de presión de gas hasta el valor donde ocurre el bloqueo. El medidor posee unos
contactos donde la aguja de medición al llegar a un valor prefijado, actúa sobre
ellos, dando lugar al bloqueo. Una vez bloqueado el disyuntor del modo anterior, se
procede a dar una orden de operación de apertura al mismo, la cuál no debe
ejecutar.
Para determinar en forma más práctica los valores de los bloqueos por baja
presión de gas en el disyuntor, debido a lo costoso del SF6 y la dificultad de
disposición de éste, las pruebas se ejecutan durante el llenado del gas al disyuntor
una vez instalado en la Subestación. El disyuntor se encuentra bloqueado por baja
presión de gas después de su instalación, ya que el mismo no se encuentra lleno a la
presión nominal de funcionamiento. Durante el llenado del SF6 se toman los
valores de presión de gas para los cuales el disyuntor pierde la condición de
bloqueo.
7.- Arranque del compresor:
Este es un mecanismo que actúa bajo presión y se pone en funcionamiento
una vez que el disyuntor después de haber efectuado varias operaciones de cierre y
apertura, se enclava hasta reponer cierto nivel presión de aire comprimido. El
arranque del compresor se da a través de un contacto manométrico, y para probar
que este funciona correctamente se presiona el contacto manométrico “A”, que es el
correspondiente al arranque del compresor, se verifica que ciertamente el
compresor arranque.
8.- Pruebas de presión de aire:
Para los disyuntores con mando neumático, se comprueba que por baja
presión de aire se boquean las operaciones del mismo, a un valor determinado de la
presión de cierre cuando exista pérdida por aire. Los disyuntores probados en
MACARO disponen cada uno de ellos para una reserva de cinco operaciones
continuas, luego se bloquea por baja presión de aire durante cierto tiempo mientras
se llena el tanque nuevamente. Si inicialmente está cerrado se realizan cinco
operaciones de cierre y apertura del siguiente modo: Apertura - Cierre - Apertura -
Cierre - Apertura, se verifica que finalmente el disyuntor quede bloqueado en
posición abierto, sin posibilidad de ejecutar otra operación al recibir una orden de
cierre.
9.- Señalizaciones y alarmas:
Se verifica el correcto funcionamiento de las señalizaciones en el armario de
repartición ubicado en patio, las mismas corresponden a las diferentes condiciones
anormales del disyuntor. Para ello se simulan las condiciones anormales con el
objeto de comprobar que al ocurrir la falla en el interruptor, los contactos
dispuestos para la señalización actúen y envíen la señalización correspondiente de
acuerdo al tipo de falla.
Al realizar la prueba se verifica según la condición dada, el funcionamiento
de las señalizaciones dispuestas en el propio armario de repartición, estas se
realizan a través de dos relés de señalización, que como se menciona más adelante
actúan para diferentes fallas en el interruptor; también se verifica que en la sala de
mando se produce la señalización de la alarma centralizada correspondiente a la
salida de línea en prueba.
Con el objeto de hacer menos laborioso el desarrollo de las pruebas, las
verificaciones del correcto funcionamiento del las señalizaciones se realizan
simultáneamente con las pruebas realizadas al disyuntor cuando se prueba la
actuación del mismo, por ejemplo al verificar el bloqueo del disyuntor ante baja
presión de aire, se verifica que éste quede bloqueado y que la señalización
correspondiente al bloqueo de cierre por baja presión de aire se realice en la forma
esperada.
Se verifica el funcionamiento correspondiente a las señalizaciones de los dos
relés de señalización, para cada una de las condiciones anormales mencionadas a
continuación:
- Relé 1 de señalización:
Led 1 señaliza: Bloqueo de reenganche
Led 1 señaliza: Alarma por baja presión de SF6
Led 1 señaliza: Máxima presión de SF6
Led 2 señaliza: Bloqueo de apertura por baja presión de aire
Led 2 señaliza: Bloqueo de cierre por baja presión de aire
Led 3 señaliza: Discordancia de polo
Led 4 señaliza: Supervisor de transferencia
Led 5 señaliza: Falla de tensión en alarma
Led 6 señaliza: Falla de tensión 110 V. C.C.
* Relé 2 de señalización
Led 5 señaliza: Falla de compresor
Led 4 señaliza: Bloqueo de apertura 1
Led 4 señaliza: Bloqueo de apertura 2
Led 4 señaliza: Bloqueo de cierre
Led 3 señaliza: Movimiento del conmutador
Led 1 señaliza: Falla tensión 120-208 V C.A.
Led 2 señaliza: Falla tensión de línea 110 V C.A.
Para verificar que la continuidad en el camino a la señalización en los dos
relés sea correcta, se cortocircuitan los contactos que se actúan al ocurrir la
condición anormal y verificamos que la señalización correspondiente a ella sea la
correcta.
Aquellas condiciones anormales que correspondan a fallas de alimentación,
señalizan mediante el disparo de los breaker encontrados en el armario. La prueba
se realiza efectuando el disparo de dichos breakers y verificando que la señalización
sea correcta.
Al realizar cada una de estas pruebas se debe chequear en la sala de mando
que aparezca la señalización de la alarma centralizada correspondiente al tramo que
se prueba, esta alarma debe ser acústica y óptica.
Se verifica también el funcionamiento del pulsador para borrar alarmas,
reseteando después de haber realizado la prueba.
10.- Discordancia entre cámaras:
La discordancias entre cámaras se refiere al tiempo transcurrido entre la
actuación de una cámara y la actuación de otra cualquiera.
Se verifica la diferencia en los tiempos de apertura y cierre entre las cámaras
del polo del disyuntor. Los polos de los disyuntores utilizados en la Subestación
MACARO para las salidas de línea en 230 y 115 KV tienen una sola cámara de
extinción, por lo cual esta prueba no es aplicable.
11.- Tensión auxiliar de mando:
Se verifica la correcta operación del disyuntor con valores de tensión de
operación de los mandos eléctricos que oscilen en ± 20 por ciento de la tensión
nominal. Los circuitos de mando del disyuntor están alimentados con una tensión
de 110 V CC.
12.- Pruebas de reenganches permitidos:
Se realizan operaciones de apertura y cierre hasta que el disyuntor se
enclave, el número de cierres debe corresponder al número de reenganches
permitidos, que en la Subestación MACARO, el esquema tanto en 115 como 230
KV se programan para un solo reenganche.
13.- Disparo de transferencia:
Se verifica que al estar el tramo de salida de línea transferido, las
operaciones por las ordenes de apertura las ejecuta el disyuntor del tramo de
transferencia.
5.1.2.2.- PRUEBAS DE SIMULTANEIDAD Y TIEMPOS DE OPERACIÓN
Esta prueba tiene como objeto verificar el correcto funcionamiento del
disyuntor en cuanto cierre y apertura se refiere, para lo cual se utiliza el equipo de
medición de tiempos de operación de los disyuntores llamado impulsógrafo.
Las pruebas de simultaneidad consisten en verificar que tanto para el cierre
como la apertura de los polos en las operaciones trifásicas se ejecuten en forma
simultánea. Se evalúa de acuerdo a la diferencia que existe entre la actuación de los
polos. Para ello se utiliza un impulsógrafo donde se arrojan las diferencias o
discordancias del tiempo de cierre y apertura entre los polos en el orden de los
milisegundos. En caso de que el disyuntor esté formado por varias cámaras es
necesario asegurarse que hay simultaneidad entre las cámaras y que los tiempos
entre estas es el indicado por el catálogo del disyuntor.
Con esta prueba también se trata de determinar si los tiempos respectivos de
apertura y cierre corresponden a lo especificado con lo ofrecido por el fabricante,
de tal manera que pueda detectarse cualquier diferencia notable con los datos
suministrados.
El método para realizar la prueba consiste en conectar el equipo de prueba
(impulsógrafo) a cada uno de los terminales de los polos del disyuntor y se
conectan a los canales del equipo la señal de apertura o cierre, para verificar que
exista igualdad de apertura y cierre en forma simultánea en cada polo y que los
tiempos de apertura y cierre coincidan con los datos suministrados por el fabricante.
El impulsógrafo utilizado, marca SEDETEC, realiza la medición de los
tiempos de cierre y apertura de los interruptores para alta tensión, así como los
tiempos relativos entre cámaras y entre polos; e igualmente los tiempos absolutos y
sus discordancias.
Para la realización de la prueba se procede primeramente a realizar la
conexión del impulsógrafo a una fuente de alimentación con su debida puesta a
tierra, y la conexión del cable de prueba al conector de las cámaras en cada uno de
los polos del disyuntor en prueba. El disyuntor debe estar desconectado y aislado de
la red de alta tensión.
Se define plenamente el modo de operación e inicialización según como se
procese la orden de apertura o cierre a través de contactos normalmente abiertos o
normalmente cerrados, así como la identificación exacta de los puntos de conexión
en el tablero de mando del disyuntor, a las que se conecta el impulsógrafo. Luego
se realiza el conexionado de acuerdo al modo de inicialización.
Los modos de inicialización que se emplean pueden ser a través de contactos
secos (desenergizados) o húmedos (energizados); o por energización de la bobina
del disyuntor, esto varía según el diseño del equipo de prueba, no siempre es así.
Para el impulsógrafo utilizado para las pruebas, marca SEDETEC, en el
modo por contacto húmedo, la orden de apertura o cierre se procesa sensando un
contacto energizado “normalmente abierto”. En el modo por contacto seco la orden
de apertura o cierre se procesa sensando un contacto desenergizado “normalmente
abierto”. En el modo por energización de bobina, la orden de apertura o cierre se
procesa sensando la energización de la bobina de apertura o cierre
(respectivamente) en el tablero de mando del interruptor.
Una vez encendido el impulsógrafo e iniciado el proceso para realizar la
operación, se escoge el tipo de operación que se va a realizar y se procede a dar la
orden de operación al disyuntor de apertura o cierre según el modo seleccionado.
Con el disyuntor en posición abierto se realiza una operación de cierre una
vez indicado al equipo el modo de operación, y se toman las mediciones
correspondientes al tiempo de cierre de cada uno de los polos, tiempo de cierre de
cada una de las cámaras, tiempo de operación del disyuntor, discordancia entre
polos, discordancia del tiempo de cierre entre cámaras.
Luego con el disyuntor en posición cerrado, se procede a dar la orden de
apertura al mismo, una vez indicado al impulsógrafo el tipo de operación a ejecutar.
Se realiza las lecturas correspondientes a la medición de los diferentes tiempos
durante la apertura.
Los tiempos que se pueden medir son los siguientes:
- El tiempo de operación de cámara: Es el tiempo medido desde el instante
en el que se produce o se sensa la orden de operación, hasta su ejecución efectiva
por una cámara en particular.
- El tiempo de operación de polo: se refiere al tiempo medido, desde el
instante en el que se produce la orden de operación hasta su ejecución efectiva por
la más lenta de las cámaras del polo.
- Tiempo de operación del interruptor: Se refiere al tiempo medido, desde el
instante en que se produce la orden de operación, hasta su ejecución efectiva por el
más lento de los polos del interruptor.
- Discordancias entre polos: Se refiere al tiempo transcurrido entre la
actuación de un polo y la actuación de otro cualquiera.
Los resultados obtenidos deberán ser comparados con los suministrados por
el fabricante. Los resultados esperados son un tiempo de apertura de
aproximadamente 27 mseg. y un tiempo de cierre de 56 mseg.
5.1.2.3.- MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE CONTACTOS
Con la realización de esta prueba se comprueba que los contactos de cierre
del interruptor tengan un valor de resistencia de contactos en el orden de los
microhmios, de forma tal de garantizar que la transmisión de energía sea máxima y
no se produzca calentamiento interno en los polos.
Esta prueba consiste en aplicar por medio de un equipo de prueba, una
corriente de alto valor (100 Amp. C.C cuando se desea mayor precisión) y tomar
lecturas directas del valor de resistencia.
El equipo de medición de resistencia de contactos, tiene su principio de
medición en base a una inyección de corriente continua, y registro de lectura de esta
corriente y la caída de tensión en los contactos del disyuntor, con lo cual
internamente procesa el valor de resistencia, con la aplicación de la ley de Ohm
(R=V/I ).
Antes del inicio de la prueba debe cerrarse el interruptor y realizar una
limpieza a la parte conductora del mismo, de modo tal de disminuir el valor de
resistencia ocasionado por el contacto entre los terminales de prueba del equipo y el
conector del interruptor.
La forma de conexión del equipo será hecha en forma directa al interruptor
por medio de los cables de prueba del equipo de medición.
5.1.2.2.- PRUEBAS DE AISLAMIENTO EN DISYUNTORES
Dado que los disyuntores en prueba son de niveles de tensión de 230 y 115
KV, el voltaje de prueba aplicado es de 10 KV.
El modelo circuital del dieléctrico de los disyuntores en prueba en las
salidas de línea de la Subestación MACARO es el equivalente a los disyuntores tipo
“ I ”, poseen dos elementos que representan el aislamiento del varillaje y el de la
cámara de extinción.
5.1.2.2.1.- CONEXION PARA LA REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE
AISLAMIENTO AL DISYUNTOR TIPO I CON EQUIPO DOBLE MODELO
M2-H:
La conexión del equipo de medición de factor de potencia ( equipo
DOBLE ) será hecha directamente a los terminales del disyuntor por medio de los
cables de prueba del equipo, el cual posee un cable de alta tensión (HV) y dos
cables de baja tensión (LV), de los cuales se utiliza uno, ya que no es necesario la
conexión del otro porque los disyuntores en prueba poseen una sola cámara de
extinción.
El método para la realización de esta prueba consiste en conectar el terminal
de alta tensión del equipo de prueba ( DOBLE ) en el terminal T2 de uno de los
polos del disyuntor, y se conecta el cable de baja tensión en el terminal T1; tal
como se muestra en las figuras 5.1 y 5.2, haciéndose mediciones simultáneas de
fugas en mW y mA.
Prueba Energizado Aterrado Guardado LV Switch Medida1 T2 T1 --- UST C12 T2 --- T1 GST Guard R
Tabla 5.1
HV T1 LV
C1
T2
R
T3
Equipo de medición de fp.
Figura 5.1 Esquema de conexión para la prueba 1, en UST.
T1 LV
HV C1
T2
R
T3
Equipo de medición de fp.
Figura 5.2 Esquema de conexión para la prueba 2, en GST Guard.
El equipo de medición del factor de potencia posee un Switch que permite el
cambio del modo de prueba. Estos tipos de prueba son en UST, GST Ground y
GST Guard; el equipo internamente al seleccionar el modo de prueba a través del
LV Swich, cambia la conexión del cable de baja tensión, permitiendo realizar
diferentes mediciones al equipo de acuerdo al modo de prueba seleccionado.
Para realizar la prueba 1, en UST, se energiza T2 y T1 en UST, se realiza la
conexión pertinente a esta prueba, se sube la tensión de prueba hasta llegar a los 10
KV., con la perilla en check, el cual es el indicador de la tensión que se aplica; se
coloca luego en el lado de I, se verifica que la corriente sea aproximadamente igual
en un sentido y en reversa, una vez realizado las lecturas de los vatios y compensar
éste a su mínimo valor. De no ser así, se compensa con el circuito supresor de
interferencia (Icc), que se describe mas adelante.
Una vez realizada la prueba en UST se realiza en GST colocando el
conmutador en GST, energizando T2, guardado T1; se debe compensar nuevamente
si resultó necesaria la utilización del Icc en la prueba en UST y se realiza el mismo
procedimiento que en la prueba anterior.
Se repite la prueba anterior, realizándola a cada uno de los tres polos del
disyuntor.
5.1.2.1.1.- CIRCUITO SUPRESOR DE INTERFERENCIA Icc:
Las pruebas de aislamiento que son realizadas en subestaciones energizadas,
pueden estar influenciadas por las corrientes de fuga de acoplamiento capacitivo
entre el equipo bajo prueba y equipos, barras o líneas energizadas; estas corrientes
fluyen a través del circuito de prueba e interfiren con las mediciones. No obstante,
el equipo usado para las pruebas de aislamiento Marca DOBLE, Modelo M2-H,
posee un circuito de compensación llamado Icc.
El circuito Icc deriva su corriente de una fuente de alimentación de la
Subestación, en algunas ocasiones no es estable el ángulo de fase entre la fuente de
alimentación de alta tensión, siendo esta última la que ocasiona la corriente de
interferencia, produciéndose de esta manera inestabilidad de la lectura, que
usualmente impiden registrar los resultados de la prueba.
Para la utilización del circuito Icc se sugiere realizando los siguientes pasos:
A) Colocar el conmutador en posición “OFF”
B) Realizar una medida preliminar del equipo bajo prueba, de la manera normal y
para ambas polaridades del voltaje de prueba, se determina el adecuado múltiplo de
corriente y el ajuste de la compensación dela medida de los vatios.
C) El conmutador selector se coloca en la posición “watt”
D) El control del voltaje se gira hasta llegar a voltaje cero. La deflexión permanente
en los indicadores de corriente y vatios y voltios son causados por la corriente de
interferencia.
E) se coloca el conmutador “Icc” en posición “HIGH” o “LOW” y se ajusta ambas
perillas de control del Icc para obtener una lectura mínima del indicador de
corriente y vatios. Se colocan los multiplicadores más sensibles de los vatios, hasta
obtener un balance más preciso, usando para ello las perillas de control del Icc.
F) Se repite la prueba al equipo bajo prueba, en la manera normal con el
conmutador “Icc” en la posición “HIGH” o “LOW”. Se registran las lecturas para
ambas polaridades de voltaje de prueba y se toman en cuanta los signos (+ o -) para
las lecturas de las pérdidas.
G) Se ajusta el control del “Icc” cada vez que se cambie la conexión al equipo bajo
prueba.
H) Cuando no se necesite el “Icc”, el conmutador debe permanecer en la posición
“OFF”.
Se toman los valores a medir (I, W y C), se realizan las mediciones en
ambos sentidos sacando un promedio de los parámetros medidos en los dos sentidos
y buscando siempre el valor en donde la aguja deflecta a su mínimo valor.
Una vez realizada la prueba en UST se realiza en GST colocando el
conmutador en GST, energizando T2, guardado T1; donde se debe compensar
nuevamente si anteriormente resultó necesaria la utilización del Icc y se realiza el
mismo procedimiento que en la prueba anterior.
5.1.2.3.- INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
Los resultados obtenidos durante cada una de las pruebas son comparados
con los datos del fabricante (ver anexo 1). Las comparaciones que se hacen son
referentes a los valores de capacitancias y factores de potencia. Las medidas de
estas pruebas se evalúan también en base a corriente y watts obtenidos.
Los valores esperados son lecturas en el orden de los 0.01 watts para las
pruebas de aislamiento con tensión de prueba de 10 KV.
5.2.- PRUEBAS A LOS RELES DE PROTECCIÓN:
Estas pruebas tienen por finalidad determinar el correcto funcionamiento de
los diferentes relés que integran el esquema de protección. A su vez, se verifica la
correcta conexión de estos equipos, ya que de no ser así, su operación sería errónea.
La realización de estas pruebas se hacen mediante inyección secundaria
propiamente a los relés.
Inyección secundaria:
La inyección secundaria consiste en aplicar tensiones y corrientes
directamente a los relés con la finalidad de comprobar la actuación de los mismos
para los ajustes realizados. Estas corrientes y tensiones que llegan a los relés son
provenientes de los transformadores de corriente y tensión respectivamente.
Para realizar la inyección se utiliza una fuente de baja tensión y baja
corriente (inyertor secundario trifásico de tensión y corriente). Se energiza el relé
de acuerdo al circuito de alimentación conforme a los planos. Antes de proceder a
realizar dicha inyección se debe desconectar la alimentación del relé; como se
mencionó anteriormente, la alimentación de éstos parámetros corresponden a los
circuitos secundarios de los transformadores de medida.
Con las pruebas de inyección secundaria lo único que se comprueba
realmente es el funcionamiento del relé para determinados ajustes, su actuación
debe corresponder ante los mismos.
Para realizar tal inyección se debe desconectar el relé del resto del esquema
de protección, desconectando las entradas de alimentación del mismo que
provienen de los secundarios de los transformadores de medida, y se desconectan
además las salidas del relé que envían las diferentes señales una vez que opera. Así
se evita alguna dar una orden que produzca un disparo indeseable. La desconexión
puede realizarse directamente en los terminales del relé en prueba (borneras
seccionables) o a través del bloque de pruebas.
El bloque de pruebas consiste esencialmente en una hilera doble de
contactos separados por un aislante. Al conectarlo, una hilera de contactos queda
unida a todas las conexiones externas del relé y la otra hilera queda unida a las
conexiones que hay del relé al resto del equipo de protección. Al hacer uso del
bloque de prueba se desconecta el relé del resto del sistema de protección por un
mecanismo de bloqueo que posee.
Para usar el bloque de pruebas es necesario que el relé haya sido diseñado
con tal fin, de lo contrario no habría sitio para insertar el peine de prueba. Los relés
de protección primaria y secundaria en 230 y 115 KV de la Subestación MACARO
poseen peines o bloques de prueba.
El primer peine de pruebas es para inyectar corrientes y tensiones
secundarias al relé. El segundo es para disparos, envíos y recepción de señales. Se
bloquean los disparos al introducir el peine de pruebas, por ello es indispensable
hacer un puente para que el disparo sea ejecutado.
Para la realización de esta prueba se dispone de un inyector de corriente y
tensión (caja de prueba ASEA TURH) con la que procedemos a realizar las
inyecciones y simulaciones de fallas, estas inyecciones se pueden realizar en
borneras en los puntos correspondientes a la alimentación de tensión y corriente de
las protecciones de distancia que se prueban. La prueba consiste en realizar
simulaciones de condiciones anormales o fallas con las que se debe provocar la
actuación del relé, se verifica que el relé responda de modo esperado.
5.2.1.- RELÉ VERIFICADOR DE TENSIÓN Y SINCRONISMO (SPAU 140
C):
El relé de sincronismo es el encargado de verificar las condiciones de
sincronismo en el sistema para permitir el cierre del disyuntor, propiamente las
condiciones de sincronismo entre la barra y la línea; estas son igualdad de tensión,
igualdad de frecuencia y ángulo de desfasaje cero, permitiendo cierto valor de
tolerancia de acuerdo a los ajustes realizados.
Como este relé toma de referencia la tensión de línea y la tensión de barra,
es necesario antes de realizar las pruebas, las cuales se realizan mediante inyección
secundaria de tensión, “desconectar el relé de la alimentación secundaria de
tensión de línea y de barra que llegan de los transformadores de potencial, ya
que las barras en 230 y 115 KV están energizadas llevan estas referencias de
tensión al relé”. Al estar el circuito primario alimentado, pudiera provocarse un
cortocircuito o condiciones indeseables al inyectar el circuito secundario.
La prueba consiste en eliminar la condición de sincronismo para verificar el
funcionamiento del relé y comprobar que éste se bloquea bajo estas disposiciones,
de modo que el relé no esta en condiciones de operación.
Se alimentan los terminales del relé de sincronismo con tensiones
independientes a las cuales se les pueda variar la magnitud y el ángulo, alimentando
las tensiones provenientes de la línea y de la barra.
Se inyecta tensión al relé y se elimina la condición de sincronismo
simulando las fallas. Para ello se varían los ángulos y las magnitudes de las
tensiones de alimentación del mismo hasta que el relé se bloquea, luego se verifica
que los valores para los cuales ocurre el bloqueo del relé cumplen con los ajustes
dados.
Los datos de ajustes del SPAU 140C en líneas de 115 KV son los siguientes:
- Un = 110 Tensión nominal del relé
- Un = 63.5 Tensión de alimentación ( )110 3
- Umáx/Un = 0.5Un Tensión a la cual se considera la barra/línea energizada.
- Umín/Un = 0.1Un Tensión en la cual se considera la barra/línea energizada.
- ∇U/Un = 0.1 Variación de la tensión nominal
- ∇ϕ = 20º Variación del ángulo
- ∇F = 0.02 Variación de la frecuencia
- tVC = 0.1 seg Tiempo de operación para el chequeo de voltaje
- tCB13 = 0.05 seg Tiempo siguiente para la operación de cierre después de tVC.
- tCBR3 = 0.05 seg Máximo tiempo de la señal de cierre.
Se realiza la inyección secundaria de tensión con inyector de corriente y
tensión trifásico. De acuerdo a los ajustes dados se verifica que el relé opere
(condición en que no está bloqueado) cuando los parámetros no salgan dentro de
los límites de tolerancia ajustados, es decir, que mientras los valores se encuentren
dentro del rango permitido el relé debe operar.
Los relés usados permiten según los ajustes una diferencia de tensión
(∇U/Un) de 0.1 %, lo que quiere decir que el relé al medir una diferencia entre las
tensiones de barra y línea superior a 11 Voltios, debe bloquearse, inhibiendo la
operación de cierre del disyuntor. De acuerdo a lo anterior, al recibir una referencia
de tensión de los secundarios de los transformadores de tensión de la línea o de
barra de 99 voltios (110 - 11) V. el relé de sincronismo debe bloquearse.
Así mismo, los relés están ajustados para una variación del 20 % de la
frecuencia nominal, la verificación de estos ajustes no se hizo posible ya que no se
dispone de los equipos de prueba que permitan la ejecución de la misma.
Ejemplo de resultados de pruebas en el relé de sincronismo para Caña de
Azúcar II:
Bloqueo para:
- 101 tensión de línea 12º Umín = 23 V
- 100 tensión de barra 12º Umín = 23 V
Bloqueo externo
- Falla protección de línea: OK
- Falla protección de barra: OK
Cuando existe una diferencia entre las tensiones mayor al 10%, deja de
haber condición de sincronismo según los ajustes dados, en cuyo caso se bloquea.
Se verifican los ajustes realizados para la variación de las tensiones de
alimentación, así como tambien la variación del ángulo permitida.
5.2.2.- RELÉ DE DISPARO
Cuando se transfiere la línea también se transfieren las ordenes de disparo
de las protecciones, por tanto al realizar las pruebas con la línea transferida, será el
diyuntor del tramo de transferencia el que deberá abrirse o cerrarse. Esta función se
logra a través del uso de dos relés de disparo, relé de disparo del tramo y relé de
disparo del tramo de transferencia, los cuales llevan los positivos de las ordenes de
disparo a las bobinas de apertura del disyuntor del tramo y al disyuntor de
transferencia respectivamente.
El relé se energiza al recibir una positivo de las protecciones primaria,
secundaria o falla interruptor (disparo directo); todas estas señales llegan a un punto
común a los terminales del relé, permitiendo que la operación del mismo al actuar
dichas protecciones.
Durante las pruebas se envía un positivo en borneras donde recibe las
ordenes de disparo para ver la actuación del relé del tramo que se prueba,
verificando que cumpla con sus funciones: debe disparar el relé y el disyuntor
abrirse, además de dejar la señalización correspondiente al disparo de este relé.
En caso de que el tramo este transferido la orden de disparo debe ir al
disyuntor de transferencia, se prueba que efectivamente esto suceda así. Para ello se
transfiere la salida de línea y se envía una señal a la orden de disparo directo, se
debe verificar que este relé opere y que el disyuntor del tramo de transferencia se
abre.
Se ejecutan pruebas a estos relés con los tramos en paralelo ( energizado
tramo de línea y tramo de transferencia). Antes de realizar el cierre del tramo de
transferencia se verifica que no haya posibilidad de tensionar la línea, desacoplando
mecánicamente el seccionador de barra del tramo de transferencia.
Se prueba el relé de disparo para la recepción de comunicación de alta
frecuencia. Para ello se envía un positivo a los terminales del relé donde reciben la
señal de la protección contra falla interruptor (recepción de disparo directo). Se
verifica que los dos relés de disparo actúan y que ambos disyuntores abran en forma
simultánea.
Se envía una orden de disparo a través de la actuación de la protección
primaria para verificar que lleguen los positivos de disparo al punto común que
lleva la señal al relé de disparo y que éste actúa al recibir dicha señal. Para ello se
realiza inyección secundaria de tensión y corriente a la protección primaria de
distancia, se hace la simulación de una falla monofásica cortando la alimentación de
una de las tensiones de entrada, para lo cual esta protección debe enviar una señal
(envío de un positivo) al relé de disparo. Se verifica que el relé de disparo actúa y
que ambos disyuntores se abren en forma simultánea, estando inicialmente los
tramos en paralelo.
También se verifica que al actuar la protección secundaria de distancia el
relé de disparo opera de forma tal que se abran los disyuntores de tramo y de
transferencia al encontrarse los tramos en paralelo. Para ello con el mismo
procedimiento que la prueba anterior se inyectan las tensiones y corrientes de
alimentación a dicha protección y se corta la tensión de cualquiera de las fases de
alimentación de tensión, simulando una falla monofásica, la cual debe ser fija para
que el relé de reenganche no actúe. Bajo estas condiciones se comprueba la
operación del relé de disparo del disyuntor de transferencia y del disyuntor del
tramo.
5.2.3.- RELÉ DE RECIERRE
Pruebas al relé de reenganche en líneas de 115 KV:
Se procede a realizar los ajustes correspondientes para las pruebas al relé de
reenganche WTX 910. Los datos de ajustes que se efectúan son los siguientes:
1.- Se programa para un reenganche rápido, con tiempo de operación en 0.4
seg.
2.- Tiempo de reposición 10 seg.
3.- Tiempo de falla de 0.2 seg < t (II Zona).
Después de realizar los ajustes debidos, se procede a alimentar los puntos de
alimentación de tensión que corresponden al relé de reenganche. Se realiza la
conexión del cronómetro de manera de poder medir el tiempo en que actúe el relé.
Se envía una señal o un positivo al relé de reenganche en los puntos de
borneras que correspondan a la llegada de las ordenes de disparo provenientes de la
protección primaria y secundaria. Se verifica que el relé opere y que se efectúe la
operación de cierre del disyuntor, quien inicialmente se debe encontrar en posición
abierto. Verificar que el tiempo de operación del relé sea igual al medido.
El relé no debe estar bloqueado para ejecutar esta operación, ya que de este
modo el relé no envía la orden al disyuntor. El relé de reenganche está bloqueado
cuando el disyuntor está cerrado si es que está programado para verificar la
posición del disyuntor. Se debe tener en cuenta todos los tipos de ajustes a los que
se pueda realizar el reenganche, ya que de otro modo no se encontraría la finalidad
de las pruebas al no precisar las operaciones que se deban ejecutar para las ordenes
dadas al mismo.
Verificar que el relé de reenganche se bloquee cuando reciba la señal de
bloqueo; estos son señales de entrada que llegan al relé y se aprecian en los planos
del relé de recierre en el esquema de protecciones de líneas. Se realiza del siguiente
modo:
• Se envía un positivo en borneras, a los puntos correspondientes a
las señales de bloqueo por cierre manual provenientes del
disyuntor. Verificar que efectivamente se bloquee el relé de
reenganche y que realice la señalización correspondiente al
bloqueo del mismo.
• Se envía una señal de bloqueo externo al relé, en los puntos
correspondientes a este fin. Verificar que efectivamente el relé de
reenganche quede bloqueado realizando la señalización
correspondiente al bloqueo del mismo.
Hasta ahora podemos asegurar que el relé de reenganche es capaz de actuar
si llegan las señales correspondientes al arranque y disparo del mismo. Debemos
constatar entonces su correcta operación ante las señales propias de la protección de
distancia y que actúe en el momento justo y verificar que los tiempos ajustados para
su actuación sean cumplidos a cabalidad. Para ello se realiza la inyección
secundaria de tensión y corriente a la protección de distancia con la salida de
reenganche habilitada y luego se simula la falla cortando la tensión a una de las
fases de alimentación del relé de distancia, con lo cual es posible verificar los
ajustes dados al relé.
Al simular la falla se debe tener especial atención en el tiempo de duración
de la misma, ya que si es mayor al tiempo de operación ajustado en el relé, éste se
bloqueará sin permitirle su actuación. Por ello al realizar el corte se debe tratar de
reponer la tensión lo más rápido posible, de forma que sea casi instantáneo el corte
de la tensión y así mismo la condición de falla sea tan corta que permita realizar el
recierre del disyuntor, ya que el recierre se ajusta solo para primera zona y el
tiempo de ajuste es muy pequeño.
Al realizar la inyección secundaria a la protección primaria a través del
peine de pruebas, se debe hacer un cortocircuito en los puntos que bloquean las
operaciones del disyuntor, ya que al utilizar el peine de pruebas el disyuntor queda
bloqueado automáticamente, sin poder realizar ninguna operación de apertura o
cierre. Este bloqueo es un mecanismo de prevención para que al ser utilizado el
peine de pruebas durante las pruebas de rutina, las operaciones no sean ejecutadas
por el disyuntor para mayor seguridad.
Al encontrarse la línea transferida el recierre programado debe progresar de
forma tal que se cierre el disyuntor de transferencia, para ello existe el debido
circuito de control que permite la realización e esta función.
5.2.4.- PROTECCIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA
Los relés de distancia serán probados en forma individual, mediante la
inyección de corriente secundaria en los terminales del relé.
Durante las pruebas a la protección de distancia se debe deshabilitar la
actuación del relé de reenganche. Una vez colocados los valores de ajuste del
funcionamiento normal del relé de distancia, se aplican los valores de corriente,
tensión y ángulo de fase adecuados para cada prueba. Se procede de la siguiente
forma:
- Desconexión el relé del resto del esquema de protección.
- Realizar inyección secundaria de tensión y corriente al relé.
- Realizar simulación de fallas (se corta la tensión en una de las fases).
- Verificar que la actuación del relé sea correcta y que envía la orden de
disparo.
La inyección secundaria de corriente se realiza utilizando la caja de pruebas
ASEA TURH, conectada a través del peine de pruebas a la protección primaria o
secundaria, se simulan las diferentes fallas: monofásicas, bifásicas y trifásicas en
diferentes zonas, para verificar si el relé realiza la medición correspondiente al tipo
de falla.
Los parámetros que se han de verificar son los siguientes:
- Chequeo del arranque de la unidad de sobrecorriente y de la unidad
direccional.
- Prueba de direccionalidad por simulación.
- Chequeo del arranque para las unidades de impedancia, para cada una de
las zonas.
- Chequeo de las características de tiempo para cada zona, para valores de
impedancia prefijados.
- Chequeo de operación de las señalizaciones correspondientes a la
actuación del mismo a la medición realizada.
- Pruebas de funcionamiento general del relé simulando diferentes tipos de
falla.
5.3.- PRUEBAS A SECCIONADORES:
En el tramo de línea encontramos:
1.- Seccionador de barra
2.- Seccionador de línea.
3.- Seccionador de transferencia.
4.- Cuchilla de puesta a tierra.
Los seccionadores de línea están equipados con una cuchilla de puesta a
tierra para aterramiento de la línea. Esta cuchilla está diseñada para soportar la
misma corriente instantánea que el seccionador principal.
Las pruebas que se realizan a los seccionadores son las siguientes:
5.3.1.- INSPECCIÓN Y PRUEBAS:
Esta inspección consiste en verificar visualmente a cada uno de los
seccionadores involucrados en el tramo de la salida de línea lo siguiente:
- Verificar el estado de los contactores de mando.
- Estado de los aisladores soportes.
- Conexión a tierra.
- Alineación.
- Fundaciones.
1.- Estado de los contactos de mando: Estos deben estar fijos, conectados
apropiadamente, limpios (sin oxido).
2.- Estados de los aisladores soportes: Observar la rigidez de las columnas
aisladoras.
3.- Conexión a tierra: Verificar que las columnas estén conectadas a la red
de tierra.
4.- Alineación: Se verifica que haya un perfecto alineamiento de las
cuchillas y pinzas de contacto realizando operaciones de cierre, de no ser así se
ajusta hasta que exista un correcto alineamiento. Al estar alineados se evita
esfuerzos indebidos de los aisladores o distorsiones de las superficies de contacto.
5.- Verificar el buen estado de fundación y pernos fijación de las estructuras
soportes.
5.3.2.- PRUEBAS FUNCIONALES:
Las pruebas funcionales se realizan para verificar la operación correcta del
seccionador, incluyendo el mecanismo de accionamiento, señalización y
enclavamientos. Como la barra está tensionada, para la realización de esta prueba es
necesario realizar el desacoplamiento mecánico de los seccionadores de barra en
los tramos de las salidas de línea en 230 y 115 KV ya que no se debe energizar la
línea.
Estas pruebas consisten en la realización de operaciones de cierre y apertura
a los distintos seccionadores para verificar que ejecutan correctamente dichas
operaciones desde el mando a distancia, local y manual, además de verificar los
enclavamientos previstos para los distintos seccionadores.
Es conveniente verificar la operación del fin de carrera de los
seccionadores, ya que únicamente cuando los seccionadores estén
completamente cerrados es que deben indicar la posición de cerrados en el
tablero de mando y solo así permitir la secuencia de apertura y cierre para los
demás equipos.
Para ello se cierra en forma manual el seccionador sin completar el cierre
del mismo y se verifica que la señalización de posición de éste seccionador no es de
cerrado sino abierto.
5.3.2.1.- PRUEBAS FUNCIONALES A LOS TIPOS DE MANDOS
Se realizan las pruebas al seccionador de línea, seccionador de barra y al
seccionador de la barra de transferencia del tramo de salida de línea desde el mando
a distancia y mando local:
- Mando a distancia: Se ejecutan operaciones de cierre y apertura con el
conmutador previsto para ello, desde el tablero de mando ubicado en la sala de
mando. Se realizan operaciones de cierre y apertura utilizando el mando a distancia
para verificar lo siguiente:
• Ejecución normal de las ordenes de apertura y cierre.
• Discordancia de fases: Verificar que no haya diferencia en la apertura de
las fases del seccionador, es decir, debe existir simultaneidad en la
apertura y cierre de los tres polos del seccionador.
• Indicación de posición: En el momento de ejecutar las operaciones de
apertura y cierre a distancia se chequea la señalización de posición del
seccionador (indicación de discordancia de posición dada en el tablero de
mando).
- Mando local: Se ejecutan operaciones de cierre y apertura de los
seccionadores de línea con los pulsadores previstos para ello para el mando
eléctrico y usando la palanca de accionamiento para el mando manual. Se verifica
lo siguiente:
• Ejecución normal de las operaciones efectuadas
• Apertura y cierre uniforme de los tres polos
• Señalización de discordancia de posición en el tablero de mando
• Velocidad del movimiento de los brazos
• Posiciones extremas de los brazos del seccionador.
5.3.2.2.- PRUEBAS AL SISTEMA DE ENCLAVAMIENTO
Las pruebas del sistema de enclavamiento consisten en verificar la secuencia
de operación previstas para el tramo de salida de línea y el tramo de tramo de
transferencia.
Es imprescindible conocer anticipadamente al momento de realizar las
pruebas, las secuencias de operación para abrir y cerrar el tramo de salida de línea,
así como también del tramo de transferencia.
5.3.2.2.1.- PRUEBAS DE ENCLAVAMIENTOS DEL TRAMO DE LA
SALIDA DE LÍNEA
Se realizan las pruebas funcionales necesarias para determinar el correcto
funcionamiento del sistema de enclavamiento del tramo de salida de línea. Para ello
se realizan operaciones incorrectas de apertura y cierre de los diferentes equipos de
maniobra, verificando que estas operaciones no se realicen, las mismas se ejecutan
de acuerdo a la secuencia de operaciones para cerrar o abrir el tramo de salida
simple.
Las pruebas se realizan de la siguiente manera:
- Se prueban las secuencias para el cierre del tramo de salida de línea:
• Con la cuchilla de puesta a tierra cerrada y el resto de los equipos
de maniobra abiertos, dar una orden de apertura desde el
mando a distancia al seccionador de barra, seccionador de
línea, verificar que ninguna de estas operaciones fue ejecutada.
• Abrir la cuchilla de puesta a tierra, después de ejecutar esta
operación, dar una orden de cierre al seccionador de barra y al
disyuntor de transferencia; se verifica que estas operaciones no
fueron efectuadas. Dar una orden de cierre al seccionador de
línea y verificar que sea ejecutada la operación antes
mencionada.
• Con seccionador de barra cerrado dar una orden de cierre al
disyuntor y verificar que no se ejecuta dicha operación. Dar
una orden de cierre al seccionador de línea; el cual debe cerrar.
• Con el seccionador de línea cerrado, dar una orden de cierre a la
cuchilla de puesta a tierra y verificar que ésta no ejecute tal
operación. Dar una orden de cierre desde el mando a distancia al
disyuntor, verificar que se realice esta operación.
- Se prueba el sistema de enclavamiento para la apertura del tramo de salida
de línea:
• Con el disyuntor, los seccionadores de línea y tierra en posición
cerrado; y la cuchilla de puesta a tierra en posición abierto, dar
una orden de cierre a la cuchilla de puesta a tierra, verificar que la
cuchilla quede en su posición original. Dar una orden de apertura
a los seccionadores de barra y línea y verificar que no se ejecuta
dicha operación. Se comprueba que el disyuntor abra al recibir
una orden de apertura.
• Una vez el disyuntor abierto, dar una orden de apertura al
seccionador de barra y verificar que no se realiza dicha
operación. Se produce una orden de apertura al seccionador de
línea para comprobar que la acción se cumple.
• Con el disyuntor del tramo y el seccionador de línea en posición
abierto, verificar que el seccionador de barra se abra al recibir
una orden de apertura.
• Dar una orden de cierre a la cuchilla de puesta a tierra y
comprobar que sea ejecutada dicha operación.
Una vez realizadas estas operaciones, cumpliéndose del modo indicado los
enclavamientos previstos para los tramos de salida de línea, se ha probado el
correcto funcionamiento del sistema de enclavamiento de los diferentes equipos de
maniobra para el cierre del tramo de la salida de línea. Estas pruebas se realizan del
mismo modo para las líneas en 230 KV como en 115KV.
5.3.2.2.2.- PRUEBAS DE ENCLAVAMIENTOS DEL TRAMO DE LÍNEA
CON LA TRANSFERENCIA
Se verifican las secuencias de operación de los equipos de maniobra entre el
tramo de línea y el de transferencia, ejecutando las siguientes operaciones:
- Se prueba el sistema de enclavamiento para transferir el tramo de línea:
• Con el disyuntor del tramo de transferencia cerrado, dar una
orden de cierre al seccionador de transferencia del tramo de
salida de línea y verificar que no se ejecute ésta operación.
• Con la cuchilla de puesta a tierra cerrada, dar una orden de cierre
al seccionador de transferencia, comprobar que esta acción no
es realizada.
• Comprobar que el seccionador de transferencia cierra al estar
abierto el tramo de transferencia.
• Una vez la salida de línea esté transferida (seccionador de
transferencia, disyuntores y seccionadores del tramo de
transferencia cerrados), verificar que no cierre ninguno de los
seccionadores de transferencia de los tramos de salida de línea
restantes.
- Prueba del sistema de enclavamiento para normalizar un tramo:
• Con el seccionador de transferencia del tramo transferido, el
disyuntor y seccionadores del tramo de transferencia en posición
cerrados, dar un orden de apertura al seccionador de transferencia,
comprobar que el seccionador permanezca en posición cerrado.
Dar una orden de apertura a los seccionadores de barra y línea del
tramo de transferencia y verificar que estas operaciones no se
llevan a cabo.
Verificar el funcionamiento de los enclavamientos previstos para los
seccionadores desde los distintos tipos de mando.
En la Subestación MACARO las llaves para el enclavamiento no estaban
instaladas al momento de realizar las pruebas, por lo que estas pruebas fueron
ejecutadas en su totalidad desde el mando a distancia.
5.4..- TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC)
5.4.1.- INSPECCIÓN
Antes del comienzo de las pruebas se realizará una inspección ocular para
verificar que el transformador de corriente está en buen estado y que las
condiciones generales del mismo son las adecuadas:
- Chequeo del estado de los aisladores.
- Comprobación del nivel de aceite.
- Chequeo de que no existen fugas de aceite.
- Verificación de las conexiones a la red de tierra.
- Chequear que las conexiones de baja tensión son adecuadas.
- Verificación del alambrado y conexionado interno del equipo.
- Verificación del conexionado externo del equipo (Alta Tensión o
Primario)
5.4.2.- PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE:
Las pruebas a las cuales se deben someter los transformadores de corriente
para la verificación de su funcionamiento y determinación de sus características
eléctricas son las siguientes:
1.- Prueba de aceite.
2.- Factor de potencia del aislamiento.
3.- Verificar la relación de transformación.
4.- Verificar la polaridad del Transformador de Corriente.
5.- Verificación del alambrado y conexionado interno del equipo.
6.- Realizar inspección visual del aspecto exterior.
7.- Medición de la capacidad de los núcleos a intensidad nominal.
5.4.2.1.- INYECCIÓN PRIMARIA DE CORRIENTE:
Para la realización de la inyección primaria de corriente se hace circular
corriente por el primario del transformador. La corriente se obtiene por medio de
un inyector de corriente trifásico, ésta es una fuente de baja tensión (220 V CA.) y
de alta corriente. Durante las pruebas suministramos la corriente del primario a su
valor nominal (500 Amp) u otros.
El inyector de corriente es alimentado con 220 V CA., esta tensión es
tomada mediante la utilización del Variac de los servicios auxiliares en el armario
de repartición, que tienen una tensión de 440 V y estos a su vez se alimentan de un
transformador seco (440 V) que viene del terciario del transformador de potencia
(13.8 KV). Durante las inyecciones se pueden obtener hasta 250 Amp conectándose
entre fase y neutro de la fuente de corriente, y para llegar hasta los 500 Amp es
necesario conectarse entre fase y fase.
Es necesario conocer el ángulo entre la corriente y la tensión inyectadas
antes de realizar las inyecciones. El inyector que se utiliza en MACARO para las
pruebas tiene un desfasaje de 34º aproximadamente entre la tensión que lo alimenta
y la corriente de salida, como se muestra en la figura 5.3.
V entrada al inyector
34º
I salida del inyector
Figura 5.3 Diagrama del desfasaje proveniente del inyector de corriente.
Mediante las pruebas se comprueba lo siguiente:
- La Polaridad del transformador de corriente.
- Relación de transformación entre los devanados de alta y baja de los
Transformadores de Corriente, a fin de verificar que concuerda con los
valores de placa del mismo.
- Medición de la carga (VA) o potencia de precisión.
- Verificar los caminos de corriente del cableado secundario.
- Verificar la correspondencia de los núcleos; esto es que cada núcleo
alimente al equipo correspondiente según planos.
- Verificar el funcionamiento de una parte del sistema de protección, los
circuitos de corriente de las protecciones y de la medición.
Antes de proceder con la inyección primaria de corriente hay que
prever de no intervenir con el esquema de protecciones que involucran
circuitos de corriente (Casos Protección de Barras y Protección Falla
Interruptor), ya la Subestación está energizada y otros tramos se encuentran
en servicio y se corre el riesgo de hacer actuar las mismas. Es por ello que a nivel
de borneras se cortocircuitan los circuitos de corriente que alimentan las
protecciones del tramo en prueba y las protecciones de respaldo del mismo, a fin de
evitar la actuación de las mismas, además de evitar que se originen sobretensiones
en el secundario del transformador de corriente.
Las protecciones de respaldo son aquellas protecciones asociadas al sistema
que actúan ante fallas ocurridas en el mismo, entre ellas están la protección falla
interruptor y la protección diferencial de barras.
La protección diferencial de barras es como su nombre lo indica, una
protección diferencial, la cual actúa con cambios de dirección de la corriente, su
principio de operación se basa en el hecho que durante fallas a tierra todas las
corrientes contribuyen a ésta cambiando algunas de dirección. La protección contra
falla interruptor actúa al no realizarse el disparo de algún interruptor asociado a la
línea desde una Subestación remota.
De este modo al aislar dichas protecciones aseguramos que no actúen y al
dispararse sacar fuera de servicio una o más líneas. Para ello se cortocircuitan las
protecciones del tramo en cuestión:
- Protección Primaria, correspondiente al núcleo 1.
- Protección secundaria, correspondiente al núcleo 2.
- Protección diferencial de barra, correspondiente al núcleo 3.
- TBC: Tablero de medición (amperimétrica, registradores de eventos,
contadores, correspondiente al núcleo 4.
5.4.2.2.- VERIFICACIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
Esta prueba tiene como objeto verificar la relación de transformación, de
forma tal de garantizar con exactitud que la corriente secundaria con que se
alimentan los equipos de protección, medición y control sean un reflejo de la
corriente primaria. La relación debe ser igual a los valores de placa del mismo.
Para la realización de ésta prueba se procede del siguiente modo:
1.- Se verifica que las conexiones de los arrollamientos secundarios del
transformador estén de acuerdo con la relación de transformación destinada para él.
Antes de proceder a realizar la inyección se deberá verificar que las cargas a
los circuitos secundarios de corriente del transformador, estén conectados a éstos y
que los núcleos no utilizados estén perfectamente cortocircuitados.
2.- Se realiza la inyección primaria de corriente a una fase del transformador
de corriente.
3.- Se miden las corrientes respectivas al primario y a cada uno de los
secundarios del transformador.
Se realizan varias mediciones para diferentes valores de la corriente que se
inyecta. Por ejemplo, se inyecta la corriente nominal y la mitad de la corriente
nominal.
Se realizan las mediciones correspondientes a las otras dos fases del
transformador de corriente.
La precisión de esta prueba de campo no es del 0.01% como puede hacerse
en laboratorios.
5.4.2.3.- MEDICIÓN DE LA CARGA CONECTADA Y VERIFICACIÓN
DEL CABLEADO SECUNDARIO
Esta prueba viene a ser un complemento de la prueba de medición de la
relación de transformación, y se hace luego de aplicar una corriente nominal al
transformador de corriente.
Para esta prueba se verifica la carga conectada al transformador a la
intensidad nominal, así tenemos la potencia de cada secundario midiendo la
corriente y la tensión en cada uno de los secundarios del transformador.
El procedimiento de esta prueba consiste en verificar que todos los
secundarios tengan conectados sus cargas reales tales como relés, contadores,
amperímetros, etc.; midiéndose de esta forma la corriente que circule por cada uno
de los secundarios, la cuál deberá ser reflejo de la corriente primaria según la
relación, y midiéndose a su vez la tensión en bornes de cada uno de estos
secundarios.
El valor resultante del producto de la tensión y corriente medida, deberá ser
menor o igual, al valor de VA suministrado en placa de cada secundario.
Para la realización de la prueba se procede de la siguiente forma:
1.- Se realiza inyección primaria de corriente igual a su valor nominal a una
fase del transformador.
2.- Se miden los valores de corriente y tensión a cada uno de los
secundarios, directamente en los terminales del transformador.
3.- Se verifica que la corriente en todos los circuitos secundarios que
corresponden a la medición y protección esté presente y sea del valor nominal
correspondiente al secundario.
4.- Se multiplica el valor de la corriente y tensión para cada secundario y se
verifica que este valor sea menor de los VA de placa.
5.4.2.4.- IDENTIFICACIÓN DE LOS NÚCLEOS
Inyectando 250 Amp en la fase R del primario del transformador de
corriente, se hace un cortocircuito en cada uno de los núcleos, uno por vez; para
verificar la correspondencia de los núcleos con los diferentes equipos a los cuales
alimenta y se procede a realizar la medición de corriente que debe estar circulante
solo por el equipo correspondiente.
Los núcleos debidamente deben alimentar a los equipos como sigue para los
tramos de línea de Caña de Azúcar 230 KV:
Núcleo 1: Protección Primaria
Núcleo 2: Protección Secundaria, Oscilo, Falla interruptor.
Núcleo 3: Protección de barra.
Núcleo 4: Medición.
Procediendo de este modo, si un núcleo esta alimentando una protección
dada, es posible medir 0.5 Amp antes de cortocircuitar, siendo esta la justa medida
ya que la relación de transformación es de 500:1 y al inyectar la mitad de la
corriente nominal tendremos un valor de 0.5 Amp circulante por el circuito
secundario. Una vez cortocircuitado dicho núcleo no debe haber paso de corriente y
con ello tampoco medición de corriente. Se prosigue entonces de este modo:
- Al cortocircuitar el núcleo 1 no hay medición en la protección primaria (en
la fase correspondiente a la inyección).
- Cuando se cortocircuita el núcleo 2 la corriente que llega a la protección
secundaria debe llegar a cero.
- Al cortocircuitar el núcleo 3 deja de haber medición en la protección
diferencial de barras.
- Se cortocircuita el núcleo 4 que alimenta la medición y en el tablero de
medición no llega corriente.
Así, se verifica que en realidad los secundarios del transformador de
corriente estén alimentando al equipo que le corresponde según los planos.
Se procede a inyectar corriente en la fase S y T del transformador de
corriente, e igualmente se hace un puente en los diferentes núcleos, en forma
individual, y se verifica la correspondencia de estos con los circuitos que alimentan.
Se realizan también inyecciones secundarias de tensión en los diferentes
tramos para verificar los caminos de tensión siguiendo la continuidad desde los
transformadores de potencial hasta los puntos que alimentan las protecciones
primarias, secundarias y el resto del conexionado desde los transformadores de
potencial. Estas inyecciones se realizan desde el armario de repartición hacia la sala
de mando donde se encuentran las protecciones.
5.4.2.5.- PRUEBAS DE DIRECCIONALIDAD
Esta prueba viene a ser un complemento de la prueba de inyección de
corriente primaria.
La finalidad de la prueba es la de verificar que los puntos de polaridad
correspondan con los indicados en la placa característica.
El método de esta prueba consiste en realizar una inyección de corriente
primaria e inyecciones secundarias de tensión, para verificar por medio de un
medidor de ángulo, el ángulo entre el valor de tensión secundaria y la salida
secundaria de corriente. Se comprueba que al cambiar de polaridad en el primario
del transformador (dirección de corriente), la polaridad en el secundario se invierte
180º.
Para realizar la prueba se alimenta el medidor de ángulo desde el panel de
protección (en las borneras de las protecciones de distancia) con la corriente
proveniente del transformador de corriente y la tensión de los transformadores de
potencial (tensión vs corriente).
Las conexiones se realizan según el esquema de conexión mostrado en la
figura 5.4.
Borneras de Borneras de tensión corriente
Medidor de ángulo.
Transformador Secundarios de tensión Transformador de corriente
Figura 5.4 Conexión del medidor de ángulo.
Se realiza inyección primaria de corriente e inyección secundaria de tensión
y se realizan las mediciones del ángulo de desfasaje. La conexión se realiza
tomando la corriente secundaria del núcleo 1 que va a la protección de distancia
primaria y no se toman mediciones de los otros secundarios ya que el sentido de la
corriente es el mismo para los cuatro núcleos.
4
3
2
1
V I
Es necesario tomar como valor de referencia primario la tensión de
alimentación del inyector de corriente, la cuál tiene un ángulo de desfasaje de 34º
aproximadamente con respecto a la corriente de salida primaria. Conociendo este
ángulo se sabe en que dirección se inyecta (hacia línea o hacia barra).
Se determina la direccionalidad de la corriente inyectando hacia línea y
luego se cambia la polaridad inyectando entonces hacia barra.
Como los valores de corriente de las inyecciones no alteran la medición,
durante la prueba no es necesario que dicha inyección sea de la intensidad nominal,
sino valores entre 250 Amp y 100 Amp.
Se conecta el medidor de ángulo en la protección primaria, tomando la
corriente y tensión de la fase correspondiente como señales que alimentan al
mismo. Se inyecta hacia línea y luego hacia barra, realizando las mediciones
correspondientes y eliminando la inyección una vez hechas cada una de ellas. Las
mismas mediciones deben ser hechas conectados en la protección secundaria.
Para realizar la inyección hacia línea y hacia barra es necesario cambiar la
dirección de la corriente, para ello solo es necesario una vez que se interrumpe la
corriente, invertir la alimentación de la fuente; es decir, si la fuente para realizar la
inyección hacia línea, alimenta conectado fase - neutro, invertimos dicha polaridad
conectándonos neutro - fase para la misma carga conectada (polo del transformador
de corriente).
Durante las pruebas para verificar la polaridad de los transformadores de
corriente, se prueban las protecciones de distancia del tramo de salida de línea. Con
ello se logra también verificar la actuación y señalización de los relés de distancia
(realizando la medición en la fase correspondiente a la inyección) con la inyección
hacia adelante y hacia atrás.
5.4.2.5.1.- INTERPRETACION DE LOS RESULTADOS
Si al inyectar hacia barra el ángulo difiere mucho del valor del desfasaje
proveniente del inyector de corriente, se procede a revisar las conexiones de los
secundarios del transformador, ya que esto indicaría que existe una inversión en la
polaridad.
Dados los resultados obtenidos en las pruebas de direccionalidad de
corriente se observa que al inyectar hacia línea los ángulos en los diferentes polos
son aproximadamente igual y que la inyección hacia barra desfasa 180º con
respecto a la de línea. Se puede concluir que la polaridad del transformador de
corriente es correcta cuando todas las corrientes tienen el mismo sentido cuando se
inyecta hacia línea y cambian de sentido cuando se inyecta hacia barra.
Debido a que la configuración de los tramos de línea en 230 KV tienen un
transformador de potencial en cada fase en la sección de la barra principal y en
cada fase de las salidas de líneas y estas se encuentran fuera de servicio, no hay
referencia de tensión de los transformadores de potencial; entonces la referencia de
tensión se tomó de los servicios auxiliares, ésta tensión está en fase con la tensión
que alimenta al inyector de corriente. Al resultar un ángulo de 34º cuando se
inyecta hacia línea, el desfase es producto del propio inyector de corriente.
Cuando difieren los ángulos de los diferentes polos en Caña de Azúcar I al
inyectar hacia línea es debido a que al inyectar los polos S y T no se tomaron las
corrientes de los polos S y T respectivas del inyector, sino que se continuo con la
inyección conectados a la fase R del inyector. Por ello existe un defasaje de 120º
entre las fases R, S y T al inyectar hacia línea y también hacia barra en Caña de
Azúcar I.
En cada salida de línea en 115 KV, está instalado un transformador de
tensión capacitivo en una fase y conectados a la barra de 115 KV la cual esta
tensionada y permite dar la referencia de tensión a todas las líneas aunque estén
fuera de servicio.
La tensión de los servicios auxiliares está en atraso 270º con respecto a l a
tensión de barra en 115 KV debidos a la conexión del transformador de potencia,
ésta tensión está en fase con la tensión de barra en 230 KV. Así, la tensión de barra
en 230 KV está en fase con la tensión de barra en 115 KV.
Para las líneas en 115 KV de San Jacinto I y II propiamente, ambas se
encuentran fuera de servicio pero tienen la referencia de tensión de la barra.
Durante las pruebas la tensión tomada como referencia para la medición viene
directamente de la tensión del secundario del TP y se toma la referencia de
corriente del TC al cual se le realiza la inyección primaria de corriente.
De este modo no se obtiene para los casos en 115 KV una tensión en
adelanto 34º con respecto a la corriente (proveniente del inyector) ya que aunado a
esto se encuentra el desfasaje de 270º como consecuencia de la conexión del
transformador de potencia; así se obtiene un ángulo de 300º aproximadamente
como referencia durante la medición en las pruebas de direccionalidad con
inyección primaria de corriente en 115 KV.
5.4.2.6.- AISLAMIENTO
Con la realización de esta prueba se verifica el aislamiento de todas aquellas
partes del transformador que van a estar en tensión , el aislamiento entre los
devanados de alta tensión entre sí, de los devanados de baja tensión y entre los
devanados de alta y da baja tensión.
Antes de proceder a realizar las pruebas de medición de aislamiento, se debe
desconectar todas aquellas conexiones de alta y baja tensión, así como las
conexiones a tierras, de manera que los valores obtenidos durante las pruebas no
sean alterados por estos factores.
Esta prueba puede ser dividida en dos tipos:
- La prueba de medición de resistencia de aislamiento mediante un equipo
de prueba con método DC.
- La prueba de medición de capacidad de aislamiento y factor de potencia
con método AC.
La alta tensión D.C. es aplicada para evaluar la condición de aislamiento,
pero esta prueba no es recomendable para transformadores mayores de 34.5 KV.
Para este caso se recomienda usar las pruebas de alto potencial A.C. Para las
pruebas de aceptación que se desarrollan en la Subestación MACARO en los
equipos en 230 y 115 KV. solo se aplicarán las pruebas de factor de potencia con
el equipo DOBLE, ya que las mismas permiten determinar el estado del aislamiento
del transformador con tensiones de prueba de 10 KV. C.A. midiendo la corriente y
la potencia activa de pérdidas dieléctricas a una frecuencia de 60 Hz.
5.4.2.6.1.- PRUEBA DE MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA
El método de factor de potencia es muy recomendable para detectar
humedad y otras contaminaciones que producen pérdidas en los devanados de los
transformadores.
Con el objeto de obtener buenos resultados referenciales se debe asegurar
que las superficies del aislante este totalmente limpia y seca, antes del inicio de la
misma, y que las condiciones ambientales sean adecuadas: el sol haya comenzado a
calentar y haya bajado el grado de humedad en el ambiente.
El fundamento básico de esta prueba consiste en medir las pérdidas en
vatios y miliamperios de modo de obtener la relación entre la potencia de pérdida
activa y la potencia de pérdida reactiva, que es la tangente del ángulo de pérdida
dieléctrica (tan δ). El ángulo δ tiene una relación directa con la pérdida de
aislamiento de un material, por lo que a mayor ángulo de pérdidas mayores serán
las pérdidas dieléctricas.
Los valores obtenidos en estas pruebas pueden ser alterados por parámetros
externos como humedad, contaminación, corrientes electroestáticas, etc.
5.4.2.6.1.1.- PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA
Esta prueba se realiza para medir la capacidad de aislamiento entre los
diferentes arrollados a tierra y entre estos y medición del factor de potencia con
fugas en mW, mA ó mVA.
La realización de esta prueba consiste en aplicar entre los devanados del
transformador, una tensión de 10 KV. AC; realizando mediciones simultáneas de
fugas y factor de potencia.
Antes de iniciar las pruebas, se debe desconectar completamente el
transformador de corriente, tanto las conexiones de alta tensión como las cargas
secundarias conectadas.
Dado el diagrama dieléctrico equivalente del transformador de corriente
mostrado en la figura 5.6, se establece el procedimiento y las conexiones para la
realización de las pruebas del transformador.
P1 P2 Primario
PantallaPrimaria
PantallaSecundaria (aterramiento)
S1 S2 Secundario
Fig. 5.6 Esquema dieléctrico equivalente del T.C.
El procedimiento a seguir para realizar las conexiones del equipo de prueba
al transformador se efectúan del siguiente modo:
- Se aisla el transformador de la red de alta tensión.
- Se desconectan los neutros de cada devanado de tierra.
- Se cortocircuita los terminales correspondientes a los devanados de alta tensión.
- Se conecta el cable de prueba de alta tensión en la salida de alta tensión del
transformador.
- Se aterra la carcaza
- Se cortocircuitan y se llevan a tierra los arrollados de baja tensión.
CPCS
La conexión de la prueba de factor de potencia al transformador de corriente se
representa mediante el esquema mostrado a continuación:
P1 P2
Equipo de medición
Figura 5.7 Conexión de prueba de aislamiento
A efectos de obtener los parámetros que componen el esquema dieléctrico
equivalente se recomienda efectuar los siguientes procedimientos de pruebas:
Prueba KV Energizado Aterrado Guardado LV Switch Medida1 10 P1-P2 S1-S2 --- GST
Ground
Cp
2 10 P1-P2 --- S1-S2 GST Guard C
Tabla 5.2
Donde C representa la capacitancia equivalente a Cp en paralelo con Cs.
Cp Cs Cp Cs
S1,S2
Equipo de medición de Fp. Equipo de medición de Fp.
Prueba Nº 1: GST Ground Prueba Nº 2: GST Guard
Fig. 5.8 Esquema de conexión para las pruebas 1 y 2.
Las mediciones se realizan con el equipo DOBLE para medir factor de
potencia.
Se evalúan los resultados obtenidos de factor de potencia y capacitancia.
Debido a que dichos valores varían según el fabricante y tipo de transformador de
corriente, necesariamente se comparan los valores medidos con resultados
obtenidos en pruebas anteriores a equipos similares. Para ello se dispone de la
información estadística basada en las pruebas de aislamiento a un número
determinado de transformadores de corriente de diferentes marcas y tipos,
realizadas anteriormente por la firma DOBLE y por el Departamento de Pruebas de
CADAFE.
De acuerdo a las tablas de información estadística mencionadas
anteriormente, se espera que el factor de potencia no sea mayor del 1% para
corroborar que el equipo posee un aislamiento bueno. Para otros resultados mayores
se cataloga como marginal o malo.
Principalmente se evalúa el factor de potencia, ya que está permitido un
incremento máximo del 100% durante su vida útil.
Debido a que el factor de potencia del devanado del transformador, así
como la del aceite, varía con la temperatura, es importante que los resultados de las
pruebas del factor de potencia sean ajustados a una base común para propósitos
comparativos, la cual comúnmente es de 20 ºC.
Para ello se dispone de las tablas dadas por la firma DOBLE para
transformadores en aceite “ Oil and Oil-Filled Power Transformers”, las cuales
suministran un multiplicador apropiado para distintas temperaturas del aceite
durante las pruebas, o en dado caso que la temperatura del aceite se desconozca se
usa la temperatura del aire.
Después que se han efectuado las pruebas se deben analizar las mediciones
obtenidas, ya que en caso de tener valores superiores al límite o valor máximo del
factor de potencia permitido, se deben determinar las causas.
5.4.2.6.2.- MEDICIÓN DE LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE
Una de las causas de un alto factor de potencia puede ser que el aceite del
transformador contenga agua, esté oxidado, tenga sedimentos y entonces se hará
necesario tratarlo o cambiarlo, debido a ello también se ejecutan pruebas de
aislamiento al aceite del transformador para verificar las condiciones óptimas del
equipo.
Se corroboran las características esenciales del aceite aislante en los
transformadores de medida, para evitar severas consecuencias como las descargas
disruptivas a través del aislante al no haber determinado el estado del mismo antes
de poner en servicio el equipo.
La prueba realizada para estos fines es la prueba de rigidez dieléctrica, la
cual está divida en dos tipos de pruebas, la perforación del dieléctrico y la medición
del factor de potencia.
Para efectuarse cualquiera de las pruebas mencionadas, se debe tomar una
muestra del aceite del transformador, depositándola en envases especiales que
poseen los diferentes equipos de prueba y dejándolo reposar unos tres (3) minutos
antes de comenzar con dichas pruebas.
La prueba de perforación al dieléctrico consiste en aplicar a la muestra de
aceite una vez contenida en el recipiente y reposado de dos a tres minutos, una
tensión alterna con incrementos en la misma a una velocidad subida de 3000 V/seg.
a través de unos electrodos planos contenidos en el recipiente dentro de la muestra
de aceite.
A medida que el valor de la tensión se incrementa, se debilita el aislamiento
hasta que llega al límite de perforación, obteniendo así el valor de la tensión de
ruptura.
También se deben enviar muestras del aceite del transformador al
laboratorio, a fin de determinar el estado del aceite del equipo bajo prueba y
encontrar la concentración de gases disueltos en el aceite y compararlos con los
parámetros normales del equipo bajo pruebas.
Un aceite que muestre baja rigidez no es apropiado para su uso en el
transformador, por lo que será necesario someterlo a un proceso de filtrado para
eliminar humedad e impurezas.
5.5.- TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP)
Las pruebas de aceptación a que se someten los transformadores de tensión
son las siguientes:
1.- Inspección visual.
2.- Prueba de aceite.
3.- Resistencia de aislamiento.
4.- Factor de Potencia de aislamiento.
5.- Verificación de polaridad y relación de transformación.
6.- Verificación del alambrado y conexionado interno del equipo.
7.- Medición de los V.A. de carga a corriente nominal.
5.5.1.- INSPECCIÓN VISUAL
La inspección visual consiste en verificar lo siguiente:
- Chequeo del buen estado de los aisladores, que la porcelana soporte se
encuentre limpia y pulida y libre de rotura, astillamiento o raspadura.
- Comprobación del correcto nivel de aceite.
- Chequeo de que no existen escapes de aceite.
- Chequeo que las conexiones a tierra es la correcta.
- Chequeo que sean correctas las conexiones en baja tensión.
- Chequeo de que los secundarios no utilizados tengan los bornes en circuito
abierto.
- Verificar que la estructura soporte se encuentre libre de sucio, esté
totalmente pintada o galvanizada y sin ninguna parte oxidada.
- Chequeo del buen estado de la caja de terminales.
5.5.2.- VERIFICACIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
El objeto de esta prueba es el de verificar la exacta relación de
transformación, la cual debe coincidir con los datos de la placa característica. Esta
relación debe ser tal, que garantice que la exactitud de la tensión secundaria con la
cual se alimentan los equipos de protección, medición y control sea un reflejo de la
tensión en servicio de alta tensión.
Se verifica la relación de transformación fase por fase del transformador. El
procedimiento para realizar dicha prueba consiste en aplicar inyección primaria de
tensión a través de un transformador patrón de alta tensión, con el que inyectamos
una tensión de 34.5 KV a los transformadores de tensión en prueba con niveles de
230 y 115 KV.
Antes de realizar la inyección se ubican en el armario de repartición del
patio los puntos correspondientes de llegada de los transformadores de tensión y se
deben desconectar las cargas de los circuitos secundarios de tensión del
transformador.
El t ransformador patrón t iene una relación de t ransformación
de 110 V/ 34500 V. Este se alimenta con una tensión de 110 V, alimentando a su
vez al transformador de tensión a probar con una tensión de 34500 V. La conexión
se realiza mediante el esquema mostrado en la figura 5.9.
110:34500
V
V
Variac Transformador Transformador patrón en prueba
Figura 5.9 Conexión para realizar inyección primaria de tensión.
Se deben realizar por lo menos dos inyecciones con valores diferentes de
tensión, es decir, se inyecta la mitad de la tensión (17250 V) y luego se inyecta la
tensión completa (34500 V). Para cada una de las inyecciones se hacen las
mediciones de tensión en cada secundario del transformador de tensión en prueba y
del lado de baja del inyector patrón, tomando el valor de tensión primaria de la
relación del inyector primario de tensión.
Se mide también la tensión en los puntos de llegada al armario de
repartición del transformador (previamente ubicados) para verificar el cableado
secundario desde los transformadores de tensión hasta el armario de repartición, los
puntos de llegada deben coincidir con los indicados en los planos. Se verifica que
ésta tensión sea igual a la tensión medida en los bornes de baja tensión del
transformador en prueba.
El cableado desde el armario de repartición hasta los tableros de
protecciones, medición y contadores serán probados después mediante inyección
secundaria de tensión.
Se verifica si la relación de transformación es correcta, se debe medir al
inyectar 110 V al transformador patrón, una tensión secundaria del transformador
en prueba de 15 V para los transformadores de tensión de 230000/110 V,
cumpliéndose la siguiente igualdad:
Vsec.T.T. = (Vsec.T.P. x KT.P.) / KT.T.
Donde:
Vsec.T.T. = Tensión medida en los secundarios del transformador de tensión en
prueba.
Vsec.T.P. = Tensión secundaria del transformador de tensión patrón.
KT.P. = Relación de transformación del transformador patrón.
KT.T. = Relación de transformación del transformador de tensión en prueba.
Esta medición tiene el inconveniente de que involucra la relación de
transformación del transformador patrón, trayendo como consecuencia un
incremento del error en cuanto a la medición de la relación de transformación del
transformador en prueba, ya que se asume que la tensión que se inyecta (salida del
transformador patrón) es una tensión de 34500 V al alimentar al transformador con
110 V, sin tener posibilidad de realizar esta medición.
Otro de los problemas que se pueden presentar es el de sobrecarga del
transformador patrón, esto se debe que al estar alimentando al transformador de
tensión capacitivo que representa prácticamente un circuito abierto, la corriente
magnetizante sobrepasa la corriente máxima de diseño del devanado de baja
tensión, al estar alimentando este transformador por el lado de baja tensión (sentido
inverso al cual están diseñados).
5.5.3.- VERIFICACIÓN DE LA POLARIDAD
Estas pruebas se realizan para verificar que los puntos de polaridad
correspondan con los indicados en la placa característica. Así, es posible determinar
como están devanadas las bobinas del transformador de tensión monofásicos.
Los terminales del lado de alto voltaje se identifican como H1 y H2, con H1
ubicado del lado izquierdo. Si se quedan los terminales de baja como X1 y X2 de
derecha a izquierda, se dice que tiene polaridad aditiva, y si H1 y X1 quedan del
lado izquierdo, tiene polaridad sustractiva. Esto se ilustra en la figura 5.10.
Polaridad Polaridad
aditiva sustractiva
Fig. 5.10 Nomenclatura de polaridad de acuerdo al orden de colocación de los
terminales.
El método de prueba aplicado para verificar la polaridad se conoce como
descarga inductiva o golpe inductivo, consiste en aplicar corriente directa al
devanado de alta tensión y por un voltímetro de C.D. determinar la polaridad de la
tensión aplicada, de forma tal que la aguja se desvía hacia la región positiva de la
carátula, como se muestra en la figura 5.11.
Posteriormente, sin suspender la corriente directa aplicada, se conecta el
voltímetro al los terminales de baja tensión, luego se suspende bruscamente la
corriente directa y se observa la deflección momentánea de la aguja del voltímetro
debida a la descarga inductiva ( se induce momentáneamente el devanado de bajo
voltaje), como se muestra en la figura 5.12.
H1 H2
X1 X2
H1 H2
X2 X1
Switch
Voltímetro
Fig. 5.11 Esquema de conexión en la prueba de polaridad con fuente D.C.
Polaridad Polaridad
Sustractiva aditiva
Fuente de corrientedirecta
H1 H2
X2 X1
Fuente de corrientedirecta
H1 H2
X2 X1
Voltímetro
Fig. 5.12 Esquema de circuito y observación de la desviación de aguja en la
prueba de polaridad con fuente D.C.
De acuerdo a la polaridad resultante ( polaridad positiva si hubo deflexión
positiva y polaridad negativa si hubo deflexión negativa), se verifica si los
terminales están debidamente identificados.
5.5.4.- VERIFICACIÓN DEL CABLEADO SECUNDARIO Y DE LA
POTENCIA
Se realiza una inyección secundaria a tensión nominal a los bornes
secundarios del transformador de tensión una vez desconectados los mismos, ya que
de otro modo al aplicar la tensión directamente a los bornes del transformador lo
ponemos como elevador, obteniendo 230 3 KV en el primario, y esto es
contraproducente ya que la Subestación está energizada.
El objeto de esta prueba es de verificar el cableado secundario desde el
transformador de tensión hasta los diferentes equipos de medición y de protección,
además de realizar la medición de la carga conectada. Para ello se miden los valores
de tensión en cada uno de los borneras y equipos que reciben las señales de los
transformadores en prueba y luego se comparan con los datos de placa.
Como el cableado fue probado desde los transformadores de tensión hasta el
armario de repartición cuando se realizó la inyección primaria de tensión, la
inyección de tensión secundaria puede realizarse directamente en estos puntos,
verificando la continuidad del cableado hasta los equipos que alimenta el
transformador en la sala de mando, sin necesidad de desconectar los bornes del
transformador de tensión.
Para medir la carga de los transformadores de tensión, se debe tener
conectada la carga de los equipos de medición, de protección, etc. Se mide la
corriente secundaria para la fase que se está inyectando y se anota este valor. Con la
tensión secundaria se obtienen los V.A. y se comparan con los datos de placa.
5.5.5.- ACEITE AISLANTE
Las pruebas aplicadas al aceite aislante se hacen en la misma forma que en
el punto 5.4.2.6.2, donde se explica el procedimiento a seguir en las pruebas de
rigidez dieléctrica del aceite.
Para estas pruebas se toma una muestra del aceite del transformador de
tensión, después de dos o tres minutos de haber llenado el recipiente, se comienza a
aplicar la tensión, incrementándola a razón de 3 KV/segundo hasta que ocurra la
ruptura.
La ruptura se caracteriza por una descarga continua entre los electrodos.
Una vez determinada la ruptura.
Si el valor de la prueba no está por debajo del valor de aceptación, el aceite
se considera bueno.
5.5.6.- MEDICIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO
Esta prueba permite medir la capacitancia del transformador en cuestión. la
capacidad es una función de la relación geométrica entre los devanados y entre los
devanados y núcleo de carcaza. Un cambio en la capacitancia puede denotar que un
desplazamiento de los devanados ha ocurrido; puede suceder que un cortocircuito
incremente la capacitancia entre los devanados y el núcleo.
5.5.6.1.- MODELO DIELÉCTRICO:
Los transformadores de potencial capacitivos son usados para tomar la
referencia de tensión de líneas energizadas; aunque dichos equipos están diseñados
para operar correctamente durante su vida útil, pueden sufrir daños en el
dieléctrico, los cuales pueden ser diagnosticados a tiempo, realizando pruebas de
aislamientos. El modelo dieléctrico de un transformador capacitivo se muestra en la
figura 5.13.
Para el transformador de potencial
Tipo: UHC 245
V. Aisl: 245/460/1050 KV.
Frec: 60 HZ
AN: 230000/3
Ia-In: 110/3
A Barra o Línea A.T.
C1
I M a
C2
N n
Figura 5.13 Modelo circuital de transformador capacitivo.
5.5.6.2.- METODO DE ENSAYO
Básicamente se toman lecturas de capacitancia y factor de potencia de la
unidad capacitiva divisora de tensión y del transformador intermedio. No todos los
transformadores presentan la misma configuración constructiva, es por esto que las
conexiones para realizar las pruebas de aislamiento, difieren de acuerdo al tipo de
transformador.
Para probar los transformadores de tensión, se tiene especial consideración
en las siguientes observaciones:
- El transformador debe ser desenergizado y aislado completamente del
sistema de potencia.
- Debe tener correctamente la conexión a tierra, así también el equipo
DOBLE debe estar aterrado.
- Todos los terminales de los devanados, incluyendo los neutros son
conectados juntos. El objeto de poner en cortocircuito cada devanado en sus
aisladores terminales es eliminar algún efecto de la inductancia del devanado
sobre las mediciones del aislamiento. Los neutros deben ser desconectados de
tierra.
- Poner a tierra el tanque del transformador.
Durante las pruebas, los devanados que no estén sujetos a prueba se deben
conectar a tierra.
El DOBLE recomienda aplicar un voltaje de prueba del factor de potencia
del aislamiento de 10 KV en los transformadores con niveles de tensión mayores a
12 KV.
Para el esquema dieléctrico equivalente del transformador de tensión
capacitivo, el procedimiento de las pruebas está sujeto a los siguientes ensayos:
Tensión Energizado Aterrado Guard LV Switch Medida10 A N --- GST
Ground
C1//C2
2 I N --- UST C12 I N A GST Guard C22 I A,N --- GST
Ground
C1+C2
Tabla 5.3
Esta prueba consiste en tensionar con alterna los devanados del
transformador, uno a la vez, a fin de medir el factor de potencia del aislamiento
asociado a cada uno y compararlo con los valores esperados para el equipo en
cuestión.
5.5.6.3.- INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
El valor de capacitancia medido no debe tener una desviación mayor del 2%
con respecto al valor de la capacitancia de diseño indicada en la placa característica,
y debe mantenerse constante durante su vida útil, según Normas CADAFE y firma
DOBLE.
No se dispone del porcentaje de incremento máximo permitido para el
factor de potencia, sin embargo, en las tablas de datos estadísticos se puede apreciar
cierto rango en donde está comprendido el factor de potencia para cada tipo de
transformador.
CONCLUSIONES
Dando cumplimiento a los objetivos y concluyendo exitosamente las
pruebas de aceptación realizadas a los diferentes equipos involucrados en los
tramos de salidas de línea en la Subestación MACARO, es posible ratificar la
importancia de dichas pruebas al testificar lo indispensable de su ejecución para
poner en servicio cualquier Subestación, ya que de ellas depende el correcto
funcionamiento de la misma y se garantiza el buen estado de los equipos
involucrados en las instalaciones, así como su funcionalidad bajo cualquier
condición de operación.
RECOMENDACIONES
Para lograr realizar las pruebas de aceptación de un modo eficaz, se deben
llevar a cabo cada una de las pruebas a los diferentes equipos basándose en los
formatos de las planillas de verificaciones y pruebas, ya que a través de ellas es
posible establecer las condiciones y características sin pasar por alto ningún detalle
que se deba evaluar, mostrando los requisitos necesarios para ser llenados en cada
caso particular y permitiendo seguir una metodología establecida con la cual
referirse.
Se recomienda hacer las pruebas siguiendo la metodología propia para cada
una de ellas a fin de producir resultados más confiables. Las pruebas deben ser
desarrolladas obedeciendo las instrucciones indicadas para la realización de las
mismas y utilizando los equipos de medición adecuados para su ejecución.
Se debe tener presente que el hecho de realizar las pruebas de recepción en
una Subestación energizada, involucra ciertas medidas preventivas que condicionan
la realización de las mismas, ya que se limita el desenvolvimiento durante su
desarrollo por las posibles consecuencias que involucran la realización de éstas a
los equipos sometidos a evaluación.
Ciertamente los ensayos deben ser ejecutados bajo las medidas o
precauciones necesarias referidas a cada prueba en particular, para evitar los
posibles daños o consecuencias de las acciones tomadas en la realización de las
pruebas; como la verificación de la ausencia de tensiones, utilizando para ello un
voltímetro, verificación del debido aterramiento de los equipos, verificación de que
los equipos de alta tensión estén debidamente desenergizados en caso de realizar las
pruebas de aislamiento, etc.
Se debe tener presente que las tasas de fallas en los equipos eléctricos es
mayor en su etapa inicial de funcionamiento y en su etapa de desgaste, por lo cual
se recomienda que las frecuencias de pruebas sean mayor en estas dos etapas. Como
la Subestación MACARO se encuentra en su primera etapa de funcionamiento, se
recomienda realizar principalmente las pruebas de rutina en esta fase, y que la
frecuencia con que se realicen dependa básicamente de los resultados obtenidos en
el desarrollo de éstas.
Para las pruebas de aislamiento normalmente no existe un valor dado por el
fabricante como referencia, con lo que se imposibilita la comparación de los
resultados obtenidos con datos del equipo y dado que los resultados varían de
acuerdo al fabricante y los tipos de equipo en particular, no es posible establecer un
valor límite para las mismas. Es por ello que los valores se comparan con los
resultados obtenidos en pruebas anteriores a equipos semejantes.
Se pueden realizar pruebas de aislamiento a los equipos nuevos siempre y
cuando se disponga de valores referenciales del fabricante o datos estadísticos
existentes de estos equipos o equipos similares, de lo contrario esta prueba no
arrojaría resultados con los cuales se pueda basar una evaluación acertada y no
servirían de punto de partida para el historial del equipo, a menos que los valores
obtenidos sean verdaderamente bajos.
Se recomienda hacer estadísticas de las pruebas de aislamiento que se
realicen para tomar los resultados como valores de referencia, entre los límites
obtenidos, como una base para futuras pruebas. Se sugiere anexar los resultados de
las pruebas realizadas en la Subestación MACARO a los tramos de línea de Caña
de Azúcar y San Jacinto, así como también los resultados obtenidos en el resto de
los tramos de salida de línea a las tablas de información estadística basadas en
pruebas realizadas por CADAFE y por la firma DOBLE a los distintos equipos,
para alcanzar una base más confiable de los límites obtenidos de factor de potencia
resultado de un mayor número de equipos.
Se recomienda crear un registro o historial a cada equipo en particular, a fin
de determinar la variación de los parámetros del mismo durante su vida útil.
Es importante destacar que el presente trabajo sirve de punto focal en el
adiestramiento del personal encargado de los trabajos involucrados con pruebas,
como el personal de mantenimiento, y sirve como instrumento en el desarrollo de
programas operacionales y de mantenimiento, ya que muchas de pruebas
desarrolladas en la recepción de equipos son igualmente realizadas en las pruebas
de rutina.
BIBLIOGRAFÍA
- Manual del Operador de las Subestaciones de transmisión de CADAFE
- “Reparación y mantenimiento de transformadores de gran potencia. Técnicas de
secado del aislamiento”. Preparado por : Ing. Braulio Ramos P, Ing Franco
Gasbarri, Ing. Jorge Rey Lago. Marzo 1996. (Dirección de transmisión , gerencia
de operaciones, CNRT.).CADAFE.
- Protección de Sistemas de Potencia e Interruptores. De B. Ravindranath y M.
Chander. Editorial LIMUSA. México. 1980.
- Universidad de Carabobo, Facultad de Ing. Eléctrica. Pruebas de recepción de la
Subestación ISIRO. Trabajo Especial de grado. José Castellano, Rocco Golfredo y
José Luis Sosa. Valencia 1980.
- Técnicas de Alta Tensión. Enríquez Harper. Volumen I. Segunda preedición.
Editorial LIMUSA. México 1978.
- Especificaciones Técnicas Subestación NODAL 230 T. Dirección de Desarrollo
CADAFE. 1971.
- Introducción a los Transformadores de Medida. Jaime Berros Teguieta Director
Gral. EIHSA.
GLOSARIO
Subestación: Conjunto de aparatos, máquinas y circuitos que tienen la
función de modificar parámetros de potencia eléctrica.
Subestación nodal: Es aquella Subestación que, interconectada con otra, conforma
un anillo en el sistema de transmisión y, en la cual el flujo de energía puede ser en
uno u otro sentido, dependiendo de las condiciones del sistema.
Subestación NODAL III: Es una Subestación tipo nodal con transformadores
reductores a las tensiones de 34.5, 13.8 y eventualmente a 24 KV.
Subestación NODAL II: Es una Subestación tipo nodal con transformadores
reductores de 34.5 y 13.8 KV.
Subestación NODAL I (230 T): Es una subestación a 230 y 115 KV tipo nodal con
auto transformadores reductores de 115 a 34.5 y 13.8 KV.
Subestación Radial: Es una subestación con una sola llegada de línea 115 o 34.5
KV. con transformadores reductores a las tensiones de 34.5, 23.8 y eventualmente
24 KV. En estas subestaciones el flujo de energía es en un solo sentido.
Voltaje nominal: Es el valor de voltaje mediante el cual se designan ciertas
características de operación del sistema al que se hace referencia.
Potencia de precisión: Es la potencia aparente que suministra el transformador al
circuito secundario bajo la tensión o corriente nominal, sin que los errores que
introduzcan las mediciones sobrepasen los estipulados.
Sistema Interconectado: Es aquel formado por las subestaciones y líneas de
transmisión 400, 230 y 115 KV, en interconexión CADAFE, EDELCA y
Electricidad de Caracas.
Dieléctrico: Es una sustancia cuya conductividad es muy reducida, por lo cual
emplea como aislante.
Alta tensión: Es un nivel de voltaje superior a 600 KV e inferior a 765 KV.
Baja tensión: Es un nivel de voltaje hasta 36 KV.
Osciloperturbografo: Consiste en una red eléctrica que transforma las señales a
medir (voltajes, corrientes, indicadores de posición, etc.) a voltajes, un sistema de
grabación y un mecanismo de reproducción e impresión, donde se reproduce en
papel especial la información en memoria hasta el despeje de la falla.
Abreviaturas
C.A. Corriente alterna
C.C. Corriente continua
C.D. Corriente directa
V. Voltios
K.V. : Kilovoltios
A.: Amperios
Amp.: Amperios
Hz: Hertz
SF6: Hexafluoruro de azufre
TC: Transformadores de corriente
T.I.: Transformadores de intensidad
TP: Transformadores de potencial
T.V.: Transformadores de tensión
T.P.C.: Transformadores de tensión capacitivos
V.A.: Voltio-Amperio
Fp: Factor de potencia
Icc: Circuito supresor de interferencia
110 3 230 3 3 3 3 3
Las lecturas se realizan solicitándolas al impulsógrafo a través de un display,
mediante los códigos empleados para las diferentes mediciones, en el caso
particular del impulsógrafo SEDETEC se hacen mediante las siguientes funciones:
- Código por cámara: 00*XY*
- Código por polo: 00*0X*
- Tiempo de operación: 123*
- Código Disc. entre cámaras: XY*ZW*
- Código Disc. Entre polos: 0X*0Y*
Siendo X, Y, Z y W los números asociados a los polos y cámaras que se
desea para la lectura.
Pruebas de tiempo de operación con el impulsógrafo:
Polo Tiempo de cierre Tiempo de aperturaR 56.8 ms 27.0 msS 56.1 ms 26.6 msT 56.5 ms 25.1 ms
Discordancia de polos:
Polos Disc. En el cierre Disc. en la aperturaRS 0.7 ms 0.4 msST 0.4. ms 1.5 msTR 0.3 ms 1.9 ms