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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR VICERECTORADO ACADEMICO
DECANATO DE ESTUDIOS TECNOLÓGICOS COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
MANUAL PARA MONTAJE ELÉCTRICO DE EQUIPOS DE POTENCIA,
TRAMO H105, LINEA 115 KV
S/E DIEGO DE LOSADA
POR
JOSÉ ALIRIO CHACÓN VANEGAS
INFORME FINAL DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de
Técnico Superior Universitario en Tecnología eléctrica
Sartenejas, Marzo 2016
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR VICERECTORADO ACADEMICO
DECANATO DE ESTUDIOS TECNOLÓGICOS COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
MANUAL PARA MONTAJE ELÉCTRICO DE EQUIPOS DE POTENCIA,
TRAMO H105, LINEA 115KV
S/E DIEGO DE LOSADA
POR
JOSÉ ALIRIO CHACÓN VANEGAS
TUTOR ACADÉMICO: JESÚS RAFAEL PACHECO PIMENTEL TUTOR INDUSTRIAL: MIGUEL DIAZ
INFORME FINAL DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
Como requisito parcial para optar al título de Técnico Superior Universitario en Tecnología eléctrica
Sartenejas, Marzo 2016
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DEDICATORIA
A: Mi madre Jacqueline Vanegas, por apoyarme en mis estudios, por su amor incondicional, por ser la fuente de mi inspiración y motivación. Mi abuela María de Vanegas, por su bondad y amor. Mi pareja sentimental Carol Fernández, por su amor y ayuda en todos los momentos difíciles. Mis tíos, Johnny Vanegas, Alexander Vanegas, Josmar Vanegas, por su ejemplo de lucha, trabajo, constancia y amor familiar. Mis hermanas, Jacqueline Denisse, María Josdenis y Eylin Tamar, por apoyarme en todo momento, las quiero mucho. Todos mis amigos, José Silva, Mauricio Bautista, Bárbara Morales, Reineudis García, Brigitte Rivas, Danny Tello, John García, Guillermo Hurtado, Nazaret Alfonzo, Mahikol Benítez, Astrea Men y Leonardo Pérez, por el mutuo apoyo en el transcurso de nuestra carrera y en la realización de este trabajo de grado.
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AGRADECIMIENTOS
Agradezco a mi familia por todo su amor y fuerza infinita Agradezco a la universidad Simón Bolívar por formarme como profesional Agradezco al Prof. Jesús Rafael Pacheco quien formo parte importante de mi formación como profesional Agradezco al Ing. Miguel Díaz quien fue el tutor industrial de este trabajo y siempre presto toda su colaboración y ayuda. Agradezco a la corporación eléctrica nacional CORPOELEC. Donde laboro, por permitirme realizar este trabajo en su seno.
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MANUAL PARA MONTAJE ELÉCTRICO DE EQUIPOS DE POTENCIA, TRAMO
H105, LINEA 115KV
S/E DIEGO DE LOSADA
POR
JOSÉ ALIRIO CHACÓN VANEGAS
RESUMEN
En este trabajo se realiza el manual de montaje de equipos pertenecientes a un tramo de
salida de línea en alta tensión, el cual forma parte de un proyecto para conectar la subestación
Diego de Losada con la subestación Santa Teresa II, con una línea de 115 kV. El manual para el
montaje de equipos pertenece al tramo de salida de línea que será instalado en la subestación Diego
de Losada y este tiene como propósito suministrar, al personal de mantenimiento de la subestación,
información con todo lo concerniente a los equipos instalados en el tramo tales como; manual de
los equipos, planos de los equipos, protocolos de prueba y puesta en marcha de los equipos,
procesos de montaje de los diferentes equipos que conforman el tramo de salida de línea, diagrama
unifilar representando la ubicación del tramo instalado y disposición de equipos en el patio. Todos
estos aspectos forman parte del manual de montaje del tramo que servirán de guía al momento de
realizar alguna tarea específica en el tramo, ya sea mantenimiento, resolución de fallas o cambio
futuro de equipos.
Palabras Claves: Manual de montaje, tramo de salida de línea, subestación eléctrica, protocolos
de prueba, puesta en marcha, procesos de montaje.
vii
ÍNDICE GENERAL
DEDICATORIA………………………………………………………..........................................iv
AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………………v
RESUMEN………………………………………………………………………………..............vi
ÍNDICE GENERAL……………………………………………………………………………...vii
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS………………………………………………..…xi
ÍNDICE DE TABLAS…………………………………………………………………………….xi
ÍNDICE DE FIGURAS……………………………………………………………..…………...xiii
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………................1
CAPITULO I
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y UBICACIÓN DEL PROYECTO
1.1 Actividad que realiza CORPOELEC…………………………………………………………..3
1.2 Reseña histórica de la empresa………………………………………………………………...3
1.3 Misión de CORPOELEC………………………………………………………………………3
1.4 Visión de CORPOELEC……………………………………………………………….............4
1.5 Objetivo de CORPOELEC…………………………………………………………………….4
1.6 Estructura organizativa de CORPOELEC……………………………………………………..4
Estructura para la gerencia regional de transmisión central…………………………………...5
División Estadal Miranda……………………………………………………………………...5
Organigrama división Estadal mantenimiento de subestaciones Miranda…………………….6
1.7 División de CORPOELEC donde pertenece el Proyecto……………………………………...6
1.8 Ubicación del proyecto………………………………………………………………………...7
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 Definición de sistema de Potencia……………………………………………………………..9
2.1.1 Estructura de un Sistema de Potencia………………………………………………..9
2.1.1.1 Generación…………………………………………………………………9
2.1.1.2 Transmisión……………………………………………………….............10
2.1.1.3 Distribución……………………………………………………….............10
2.2 Subestación eléctrica…………………………………………………………………............10
viii
2.2.1 Criterios para la selección del esquema eléctrico de una subestación……………...11
2.2.2 Representación esquemática de una salida de línea……………………….………..12
2.2.3 Elementos que componen un tramo de salida de línea……………………………..13
2.2.4 Esquemas típicos de barras…………………………………………………............15
2.2.4.1 Esquema de principio de un juego de barras………………………...........15
2.2.4.2 Esquema de un juego de barras seccionadas……………………………...16
2.2.4.3 Esquema con doble juego de barras………………………………………17
2.2.4.4 Esquema de doble juego de barras con duplicación de interruptor……….17
2.2.4.5 Esquema de doble juego de barras con interruptor y medio……...............18
2.2.4.6 Esquema de barras principal y de transferencia…………………………..19
2.3 Pruebas de puesta en marcha de las subestaciones…………………………………………...20
2.4 Protocolo de pruebas………………………………………………………………….............21
CAPITULO III
EL PROBLEMA
3.1 Planteamiento del problema………………………………………………………………….22
3.2 Objetivos Generales…………………………………………………………………………..22
3.2.1 Objetivos Específicos……………………………………………………............…23
3.3 Justificación…………………………………………………………………………………..23
3.4 Alcance y delimitaciones……………………………………………………………………..24
DESARROLLO DEL PROYECTO
4.1 Evaluación de aspectos relacionados con el manual de montaje del tramo de salida de
línea……………………………………………………………………………………………….25
4.2 Aspectos relacionados con el diseño de un tramo de salida de línea…………………………26
4.3 Proceso de ejecución del tramo de salida de línea…………………………………………....27
4.4 Visita de reconocimiento……………………………………………………………………..28
4.5 Conformación del tramo……………………………………………………………………...28
4.6 Disposición de los equipos en el tramo de salida de línea…………………………………....29
4.7 Disposición de bancada en el tramo de salida de línea……………………………….............30
4.8 Desarrollo del manual de montaje del tramo de salida de línea……………………………...31
4.8.1 Sección número 1. Manual de operación y mantenimiento………………………...32
4.8.1.1 Interruptor de potencia SIEMNS 3AP1FG……………………...………..32
4.6.1.2 Seccionadores con mando tripolar marca ALSTOM S2DA……………...34
ix
4.8.1.3 Transformador de corriente ABB IMB 123………………………………35
4.8.1.4 Transformador de tensión ABB CPA 123………………………………..36
4.8.2 Sección número 2. Manual de montaje electromecánico…………………………...37
4.8.2.1 Montaje electromecánico de estructuras metálicas……………….............37
4.8.2.1.1 Precauciones a tener en cuenta………………………….............37
4.8.2.1.2 Verificación final………………………………………………..38
4.8.2.2 Montaje electromecanico de columnas de aisladores…………………….38
4.8.2.2.1 Precauciones a tener en cuenta………………………….............39
4.8.2.2.2 Verificación final………………………………………………..39
4.8.2.3 Montaje electromecánico del interruptor de potencia…………….............39
4.8.2.3.1 Precauciones a tener en cuenta………………………….............40
4.8.2.3.2 Verificación final………………………………………………..40
4.8.2.4 Montaje electromecánico de seccionadores tripolares……………………40
4.8.2.4.1 Precauciones a tener en cuenta………………………….............41
4.8.2.4.2 Verificación final………………………………………………..42
4.8.2.5 Montaje electromecanico de los transformadores de medición…………..42
4.8.2.5.1 Precauciones a tener en cuenta………………………….............42
4.8.2.5.2 Verificación final………………………………………………..43
4.8.2.6 Recursos para el montaje de equipos de potencia………………………...43
4.8.3 Sección número 3. Montaje y obra electromecánica……………………………….44
4.8.4 Sección número 4. Protocolo de prueba verificación y puesta en marcha….............45
4.8.4.1 Puesta en marcha del interruptor de potencia…………………..………...45
4.8.4.1.1 Inspección visual y comprobaciones del interruptor…..………..46
4.8.4.1.2 Pruebas funcionales del interruptor……………………..............47
4.8.4.2 Desarrollo de la puesta en marcha del seccionador tripolar……………....47
4.8.4.2.1 Inspección visual y comprobaciones de los seccionadores
tripolares……………………………………………………………………………………….....48
4.8.4.2.2 Pruebas funcionales de los seccionadores tripolares……………49
4.8.4.3 Desarrollo de la puesta en marcha del transformador de corriente.............49
4.8.4.3.1 Inspección visual y comprobaciones del transformador de
corriente…………………………………………………………………………………………..49
4.8.4.3.2 Pruebas funcionales del transformador de corriente……............50
x
4.8.4.4 Desarrollo de la puesta en marcha del transformador de tensión………...51
4.8.4.4.1 Inspección visual y comprobaciones del transformador de
tensión…………………………………………………………………………………….............51
4.8.4.4.2 Pruebas funcionales del transformador de tensión……………...51
CONCLUSIONES………………………………………………………………………………..53
RECOMENDACIONES……………………………………………………………….…………54
BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………………............55
APÉNDICE A………………………………………………………………………..…………...56
APÉNDICE B…………………………………………………………………………….............58
xi
LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
A: Amper
I: Corriente
V: Voltaje
Vn: Voltaje nominal
In: Corriente nominal
KA: Kilo Amper
KV: Kilo Voltio
Hz: Hertz
S/E: Subestación Eléctrica
TC: Transformador de corriente
TP: Transformador de potencial
IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers
Ik´´: Corriente de corto circuito simétrica inicial
Ik: Corriente de corto circuito en régimen permanente
xii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1. Información del sistema…………………………………………………………….....27
Tabla 1.2. Lista de referencia del tramo de salida de línea……………………………….............32
Tabla 1.3. Montaje de estructura metálica………………………………………………………..37
Tabla 1.4. Montaje de columnas de aisladores…………………………………………………...38
Tabla 1.5. Montaje del interruptor de potencia…………………………………………………...39
Tabla 1.6. Montaje de seccionadores tripolares…………………………………………………..41
Tabla 1.7. Montaje de transformadores de medición…………………………………………….42
xiii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1. Estructura de la gerencia regional de transmisión central…………………………..…5
Figura 1.2. Estructura división Estadal transmisión Miranda……………………………………...5
Figura 1.3. División Estadal de mantenimiento de subestaciones Miranda…………………….…6
Figura 1.4. Subestación Diego de Losada………………………………………………………....7
Figura 1.5. Diagrama unifilar anillo 115kV, Valles de Tuy……………………………………….8
Figura 1.6. Diagrama unifilar subestación Diego de Losada………………………………………8
Figura 2.1. Esquema unifilar de tramo para línea de transmisión………………………………..12
Figura 2.2. Esquema unifilar de tramo de transformación……………………………………….13
Figura 2.3. Seccionador marca ALSTOM. Utilizado para el proyecto del tramo de línea............14
Figura 2.4. Interruptor SIEMENS 3AP1-FG. Utilizado para el tramo de línea………………….14
Figura 2.5. Transformador de corriente. Marca ABB……………………………………............15
Figura 2.6. Transformador de tensión capacitivo. Marca ABB………………………………..…15
Figura 2.7. Esquema unifilar de un juego de barras..….…………………………………………16
Figura 2.8. Esquema de un juego de barras seccionables………………………………………...16
Figura 2.9. Esquema convencional de doble juego de barra……………………………………..17
Figura 2.10. Esquema de doble juego de barras con doble interruptor…………………………..18
Figura 2.11. Esquema de barras con interruptor y medio………………………………………...19
Figura 2.12. Esquema de barras principal y de transferencia…………………………………….19
Figura 3.1. Sistema de trasmisión Miranda………………………………………………............25
Figura 3.2. Líneas de transmisión Miranda………………………………………………............26
Figura 3.3. Espacio de reserva para montaje de tramo de salida de línea………………………..28
Figura 3.4. Diagrama unifilar tramo de salida de línea…………………………………………..29
Figura 3.5. Diagrama unifilar del patio de 115kV…………………………………………….…30
Figura 3.6. Bancada y fundación de equipos de los tramos del patio de 115kV………………....30
Figura 3.7. Bancada y fundación de equipos del tramo de salida de línea……………………….31
Figura 3.8. Plano del interruptor SIEMENS 3AP1-FG…………………………………………..33
Figura 3.9. Portada manual del interruptor SIEMENS 3AP1-FG………………………………..33
Figura 3.10. Plano del seccionador tripolar ALSTOM S2DA……………………………….…...34
Figura 3.11. Manual de montaje seccionadores tripolares ALSTOM S2DA………………….…34
Figura 3.12. Plano de transformador de corriente ABB IMB 123……………………………….35
xiv
Figura 3.13. Manual de transformador de corriente ABB IMB 123……………………………..35
Figura 3.14. Plano transformador de tensión ABB CPA 123…………………………….............36
Figura 3.15. Manual transformador de tensión ABB 123………………………………………..36
Figura 3.16. Estrobo utilizado para montaje de equipos…………..……………………………..43
Figura 3.17. Grúa para montaje de equipos de alta tensión………………………….…………...43
Figura 3.18. Vista del tramo de salida de línea…………………………………………………..44
Figura 3.19. Vista de planta del tramo de salida de línea………………………………………..45
INTRODUCCIÓN
La subestación eléctrica es una de las instalaciones más importantes de la cual está
conformado el sistema de potencia, esta instalación es la encargada de transformar la energía a
niveles adecuados de tensión para su transporte y consumo. La subestación está formada por
diferentes equipos que en su conjunto cumplen una serie de funciones tales como, transformar los
niveles de tensión, controlar el flujo de potencia, supervisar los diferentes parámetros eléctricos y
asegurar el sistema de potencia por medio de mecanismos automáticos de protección. Así mismo,
está formada por diferentes espacios que se pueden diferenciar de acuerdo a la función que cumplen
en la misma, este espacio físico es el llamado tramo, el cual está conformado por dispositivos de
maniobra y equipos de potencia asociados. Entre los tramos que conforman la subestación se
encuentra el tramo de salida de línea, este espacio físico tiene como función principal conectar la
línea con la barra principal de la subestación y separar la línea de la barra en caso de falla y/o
mantenimiento.
Cuando una subestación es diseñada, la misma requiere de espacios físicos de reserva, con
esto se asegura la construcción de futuros tramos que se requieren ya sea por aumento de capacidad,
conexión con nuevas subestaciones y/o expansión del sistema de potencia. Particularmente, en una
subestación en funcionamiento es posible que se deba realizar el montaje de algún tramo específico,
por ejemplo, el montaje de un tramo de salida de línea, este proyecto lo realiza para el caso de
CORPOELEC, el personal de mantenimiento de la empresa eléctrica. Así mismo, para la
instalación de cualquier nuevo tramo en una subestación, se debe generar un manual que contenga
información relacionada con la ampliación que se vaya a realizar.
Este proyecto consiste en realizar un manual de montaje para un tramo de salida de línea
ubicado en la subestación Diego de Losada, el manual consiste en recopilar toda la información
relacionada con los equipos asociados a este tramo, procedimientos para el montaje de los equipos,
procedimientos de puesta en marcha de los equipos y diferentes
2
Planos para su correcta instalación. Todo esto con la finalidad de presentar al personal
encargado de realizar el montaje del tramo de salida de línea, toda la información necesaria para la
correcta instalación del tramo y también para su futuro mantenimiento.
Para la instalación de equipos de potencia en una subestación eléctrica es necesario un
trabajo que sea realizado con la mayor previsión posible, es bueno tener en cuenta que todos estos
equipos tienen un costo elevado, manipularlos requiere de mucho cuidado y hay que tomar en
cuenta muchos detalles, es importante que el ingeniero encargado de realizar la instalación tenga
una herramienta que le proporcione toda la información concerniente al montaje de cada equipo,
esta herramienta es el manual de montaje, este manual recopila todo los manuales de montaje de
cada equipo seleccionado para conformar el tramo de salida de línea. Con esto la empresa se
asegura de proporcionar al instalador la metodología necesaria para la correcta instalación del
tramo.
Para el desarrollo del trabajo se hace una breve descripción teórica de los temas
relacionados con los sistemas de potencia, diseño de las subestaciones eléctricas, datos del sistema,
ubicación del proyecto, componentes de un tramo de salida de línea y diferentes temas relacionados
con el montaje de un tramo de salida de línea.
El siguiente trabajo muestra los deferentes aspectos que componen el manual de montaje,
este manual está dividido por secciones, cada sección contiene información necesaria para la
instalación del tramo de salida de línea. El desarrollo del trabajo contiene una breve explicación
del contenido de las secciones, con la finalidad de mostrar los aspectos que tiene que revisar el
personal de mantenimiento al momento de realizar la instalación del tramo.
CAPITULO I
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y UBICACIÓN DEL PROYECTO
1.1 Actividad que realiza CORPOELEC:
La corporación eléctrica nacional, S.A. (CORPOELEC), es una empresa formada por el estado
venezolano que cumple con todos los ciclos necesarios para transportar energía a los consumidores,
esta empresa es la encargada de generar, transmitir, distribuir y comercializar la energía eléctrica
que requiere el país y por tanto impulsar el desarrollo y mejorar la calidad de vida de todos los
venezolanos y venezolanas.
1.2 Reseña histórica de la empresa:
En el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, el ejecutivo nacional a través del
Decreto-Ley N° 5330, de fecha 2 de mayo del 2007, ordena la creación de la sociedad anónima
Corporación Eléctrica Nacional CORPOELEC, como una empresa operadora estatal encargada de
realizar las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y
energía eléctrica. Este decreto también se define como un hecho público donde todas las empresas
que existían en el sector proveniente de los ámbitos públicos y privados. Por ejemplo, EDELCA,
EDC, ENELVEN, ENELCO, ENELBAR, CADAFE, GENEVAPCA, ELEBOL, ELEVAL,
SENECA, ENAGEN, CALEY, CALIFE Y TURBOVEN, trabajan en sinergia para avanzar en el
proceso de fusión y facilitar la transición armoniosa del sector.
1.3 Misión de CORPOELEC:
Garantizar un servicio eléctrico eficiente con calidad, sentido social, sostenible y en equilibrio
ecológico en todo el territorio nacional. De manera que promueva el desarrollo del país con la
participación activa, protagónica y corresponsable del poder popular,
4
comprometido con la Ética Socialista y el Plan de la Patria, contribuyendo a la Seguridad y Defensa
de la Nación.
1.4 Visión de CORPOELEC:
Ser una corporación con ética socialista, ambiental y económicamente sustentable; un modelo
en la prestación de servicio público y motor de desarrollo del país. Ser un organismo con talento
humano consciente, garante del suministro de energía eléctrica, promotora del uso racional y
eficiente de la energía, así como de la participación del poder popular y la preservación de la vida
en el planeta.
Los trabajadores de CORPOELEC fundamentan sus valores en el supra-valor ÉTICA
SOCIALISTA, que representa la búsqueda del desarrollo pleno del ser humano que propenda al
crecimiento de una fuerza laboral genuinamente humanista, la cual se enfoque en el cumplimiento
del deber social, el respeto a la dignidad, la solidaridad y la complementariedad. De este supra
valor se desprenden otros seis valores que forman parte del Marco Estratégico para el Periodo 2014
– 2019:
1.5 Objetivo de CORPOELEC:
La Corporación Eléctrica Nacional S.A., y sus trabajadores y trabajadoras, asumen el
compromiso con y ante el pueblo y el Estado, de cumplir en forma oportuna, eficiente y eficaz las
obligaciones y deberes como prestador del servicio eléctrico.
1.6 Estructura Organizativa de CORPOELEC
Estructura para la gerencia regional de transmisión central
5
Figura 1.1. Estructura de la gerencia regional de transmisión central.
División Estadal Miranda
Figura 1.2. Estructura división Estadal transmisión Miranda.
6
Organigrama división Estadal mantenimiento de subestaciones Miranda
Figura 1.3. División Estadal de mantenimiento de subestaciones Miranda.
1.7 División de CORPOELEC donde pertenece el proyecto
El proyecto fue realizado recibiendo la directriz de la División Estadal de Mantenimiento de
Subestaciones Miranda, a cargo del Ingeniero Miguel Díaz. Esta división cumple con la tarea del
mantenimiento de subestaciones troncales como S/E Sur 765/230 kV, S/E Santa Teresa III
400/230/115/34,5 kV, S/E Diego de Losada 400/230/115 kV, OMZ 230 kV, La Raíza 230 kV y el
Sitio 230 kV. Otra de las tareas de esta división de mantenimiento es desarrollar proyectos de
ampliación de las subestaciones.
7
1.8 Ubicación del proyecto
El proyecto está ubicado específicamente en la Subestación Diego de Losada 400/230/115 kV,
esta subestación pertenece al sistema de transmisión Miranda situado en la localidad de Santa
Teresa del Tuy, Municipio Independencia del Estado Miranda. La subestación Diego de Losada
forma parte de las subestaciones Troncales del sistema de transmisión Miranda. A causa de que la
misma suministra toda la energía a las subestaciones de Sub-Transmisión que alimentan las
localidades de Ocumare del Tuy, Yare, Santa Lucia, Charallave e IFE (Instituto de Ferrocarriles
del Estado) se le considera de gran importancia, como lo muestra la figura 1.4 y la figura 1.5.
También forma un anillo con subestaciones troncales del Estado Miranda y Estado Aragua, como
son la subestación Santa Teresa III, subestación Tiara, subestación Horqueta y el sistema
Hidrocapital Camatuy en 230 kV. En la figura 1.6 se muestra el unifilar de la subestación Diego
de Losada 400/230/115 kV.
Figura 1.4. Subestación Diego de Losada.
8
Figura 1.5. Diagrama unifilar anillo 115 kV, Valles del Tuy.
Figura 1.6. Diagrama unifilar subestación Diego de Losada
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 Definición de Sistema de Potencia.
La definición que establece el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE –
“Institute of Electrical and Electronics Engineer”), nos define que un sistema de potencia es una
red formada por unidades generadoras eléctricas, cargas y/o líneas de transmisión de potencia,
incluyendo el equipo asociado, conectado eléctricamente o mecánicamente a la red. Por otra parte
el diccionario de la IEEE nos define el sistema de potencia como las fuentes de potencia eléctrica,
conductores y equipos requerido para suplir la potencia eléctrica. Ha de entenderse, entonces, un
sistema eléctrico de potencia como: el conjunto de elementos que constituyen la red eléctrica de
potencia siendo su función; generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica hasta los usuarios,
bajo ciertas condiciones y requerimientos. [1]
2.1.1 Estructura de un Sistema de Potencia
Un sistema de potencia, de acuerdo con las actividades que realiza, básicamente consta de
tres subconjuntos bien específicos y diferenciados que realizan las labores de generación,
transmisión y distribución. [1]
2.1.1.1 Generación
El sistema de generación es la parte básica del sistema de potencia, esta se encarga de
entregar la energía eléctrica al sistema, esto a partir de la transformación de distintos tipos de
energía primaria. El conjunto de unidades generadoras reciben el nombre de centrales o plantas de
generación, siendo su función tomar una fuente primaria de energía y convertirla en energía
eléctrica. [1]
10
2.1.1.2 Transmisión
La ubicación de las grandes centrales de generación eléctrica, obligan a transportar grandes
bloques energéticos generados a través de grandes distancias, de manera que lleguen a los centros
de consumo. La misión de esta parte del sistema de potencia es transportar los grandes bloques de
energía desde los centros de generación a todos los puntos del sistema, además de interconectar las
diferentes centrales y/o diferentes sistemas de potencia. La transmisión de energía se realiza en
altas tensiones, puesto que permite transportar mayor cantidad de potencia. Cuando se duplica el
valor de voltaje en una línea se cuadriplica la potencia. [1]
2.1.1.3 Distribución
El proceso de producción de energía eléctrica de tres etapas sucesivas: generación,
transmisión y distribución. De estas tres fases, la distribución de energía comprende las técnicas y
sistemas empleados para la conducción de la energía hasta los usuarios dentro del área de consumo.
La energía eléctrica es transmitida frecuentemente en bloques de magnitud considerable y en altas
tensiones desde el punto de generación hasta el área donde se pretende distribuirla, de ahí que sea
necesario uno o más pasos de transformación para llevarla a los niveles de utilización. El sistema
de distribución es el último elemento del sistema de potencia antes de llegar a los consumidores.
[1]
2.2 Subestación eléctrica
Una subestación es la manifestación física de un nodo de un sistema eléctrico de potencia,
es decir, de un número de circuitos de entrada y salida conectados a un punto común, en el cual la
energía se transforma a niveles adecuados de tensión para su transporte, distribución o consumo,
con determinados requisitos de calidad. [2]
Las subestaciones se pueden clasificar de manera general y de acuerdo a su función:
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Subestaciones elevadoras, que interconectan las centrales eléctricas con las líneas de
transmisión. Estas instalaciones tienen una parte que opera a media tensión y que conecta los
generadores a los primarios de los transformadores de potencia con la circulación de elevadas
intensidades de corriente y una parte en alta o muy alta tensión que conecta los secundarios de los
transformadores con las líneas de transmisión. [3]
Subestaciones de interconexión, que aseguran la unión entre diferentes líneas de
transmisión en alta tensión directamente si funcionan a la misma tensión de servicio o por
intermedio de transformadores de potencia elevadores o reductores de tensión si las líneas operan
a distintas tensiones. [3]
Subestaciones reductoras, que enlazan el sistema eléctrico de alta tensión con los sistemas
de distribución o con los servicios de consumidores especiales a media tensión. [3]
2.2.1 Criterios para la selección del esquema eléctrico de una subestación
No es posible fijar normas definidas para la determinación del número de juegos de barras
y de la aparamenta de la instalación, porque cada caso en particular requiere un estudio para proveer
una flexibilidad y continuidad razonable en la explotación con un costo mínimo, de acuerdo a la
potencia que debe suministrarse. [3]
Sin embargo, el esquema eléctrico de principio y la solución constructiva de una
subestación quedan determinados por todos o algunos de los siguientes factores:
a) Importancia de la instalación (tensión y potencia del suministro).
b) Costos de inversión.
c) Características y ubicación del terreno.
d) Importancia y continuidad del servicio.
e) Facilidades de mantenimiento de los aparatos.
f) Grado de seguridad para el personal.
g) Posibilidades de ampliación de las instalaciones.
h) Tipo de operación: permanentemente atendida, a control remoto, etc.
12
De acuerdo a los principios indicados, la subestación puede constar de un simple juego o
de doble juego de barras; de un esquema consistente en un interruptor o doble interruptor por
salida; de transformadores trifásicos con una reserva trifásica o de bancos trifásicos de
transformadores monofásicos con una unidad de reserva. [3]
2.2.2 Representación esquemática de una salida de línea
Los esquemas unifilares correspondientes a un tramo para la conexión de una línea de
transmisión o de trasformador de potencia se indican en las Figuras 2.1 y 2.2. [3]
Figura 2.1. Esquema unifilar de tramo para línea de transmisión
13
Figura 2.2. Esquema unifilar de tramo de transformación.
2.2.3 Elementos que componen un tramo de salida de línea
a) Seccionadores tripolares de barras se abren intencionalmente cuando no circula corriente
por el circuito. Su misión es separar los aparatos (transformadores, interruptores y otros)
para la inspección o aislarlos de las barras en caso de averías. Figura 2.3. Seccionador
tripolar ALSTON.
b) Interruptores automáticos de potencia que permiten conectar y desconectar manualmente o
automáticamente el circuito en caso de falla, una vez que el sistema de protección ha dado
la señal de disparo. Figura 2.4. Interruptor SIEMENS 3AP1-FG.
c) Transformadores de medición para alimentar con tensiones y corrientes reducidas los
instrumentos indicadores, de medición y registro, y relés de protección. Figura 2.5
Transformador de corriente y Figura 2.6 Transformador de tensión.
14
d) Pararrayos para limitar los efectos de sobretensión origen interno y atmosférico que pueden
aparecer durante la operación. [3]
Figura 2.3. Seccionador marca ALSTON. Utilizado para el proyecto del tramo de línea.
Figura 2.4. Interruptor siemens 3AP1-FG. Utilizado para el tramo de línea.
15
Figura 2.5. Transformador de corriente, marca ABB.
Figura 2.6. Transformador de tensión capacitivo, marca ABB.
2.2.4 Esquemas típicos de barras
2.2.4.1 Esquema de principio de un juego de barras
Esta disposición, ilustrada en la Figura 2.7, es la más simple y económica de todas las
soluciones posibles en el proyecto de las subestaciones y se utiliza preferentemente en las
16
instalaciones de menor importancia y donde se admiten cortes de corriente con alguna
frecuencia. [3]
Figura 2.7. Esquema unifilar de un juego de barras.
2.2.4.2 Esquema de un juego de barras seccionadas
Se dividen las barras en secciones mediante interruptores, como se muestra en la Figura 2.8.
Esta disposición permite mayor flexibilidad para la operación y para la realización de los
trabajos de mantenimiento. Si la instalación tiene varias líneas de transmisión que alimentan
una misma carga, estas pueden disponerse alternativamente en cada sección de barras para
mantener seguro el suministro de energía. [3]
Figura 2.8. Esquema de un juego de barras seccionadas.
17
2.2.4.3 Esquema con doble juego de barras
La disposición más simple y convencional con doble juego de barras se evidencia en la
Figura 2.9. Con este esquema cada línea puede ser alimentada de cualquiera de los juegos de
barras, por lo tanto, es posible dividir las salidas en dos grupos separados si lo exigen razones
de operación. Además, es posible conectar todos los alimentadores en un solo juego de barras
mientras se hace el servicio de mantenimiento de los seccionadores y la limpieza de los
aisladores asociados al segundo juego de barras. Para transferir las líneas de uno a otro juego
de barras sin necesidad de suspender el servicio, se requiere agregar un interruptor de
acoplamiento. El interruptor de acoplamiento de barras puede utilizarse también como reserva
para casos de mantenimiento de los interruptores de línea. Los esquemas de doble juego de
barras se complican a medida que se le incorporan otros elementos para asegurar una mayor
flexibilidad en la operación y cuando se exige reducir al mínimo los riesgos originados por
fallas. [3]
Figura 2.9. Esquema convencional con doble juego de barra.
2.2.4.4 Esquema de doble juego de barras con duplicación de interruptores
Este esquema es el más completo pero el más costoso de todos. Su campo de aplicación se
circunscribe preferentemente a subestaciones de centrales eléctricas de muy grande capacidad
o en instalaciones muy importantes donde la continuidad del servicio es el criterio fundamental
del proyecto. En la Figura 2.10 se indica el esquema de principio para esta solución. El sistema
opera con dos interruptores automáticos conectados a cada una de las barras y asociados a cada
18
línea de salida. En caso de producirse una avería en uno de los interruptores de línea o sobre
uno de los juegos de barras colectoras, el sistema de protección provoca la conmutación
automática sobre el otro juego de barras sin que se produzca ninguna interrupción del servicio.
Los seccionadores de barra deben estar permanentemente cerrados. Con esta disposición no se
necesita ningún interruptor de acoplador de barras. En este esquema se duplican los elementos
básicos: interruptores, transformadores de medición y otros, con respecto a la disposición
convencional de doble juego de barras. [3]
Figura 2.10. Esquema de doble juego de barras con doble interruptor.
2.2.4.5 Esquema de doble juego de barras con interruptor y medio
Esta disposición permite casi la misma flexibilidad y seguridad de operación que el
esquema de doble interruptor con una sustancial economía. Por esta razón, es usado en
instalaciones muy importantes. El único inconveniente que presenta esta solución es que el
sistema de protección es más complicado, puesto que la protección debe asociar correctamente
el interruptor central con el del alimentador. En la Figura 2.11 se muestra el diagrama unifilar
del juego de barras con interruptor y medio. [3]
19
Figura 2.11. Esquema de barras con interruptor y medio.
2.2.4.6 Esquema de barras principal y de transferencia
Este esquema permite varias variantes de acuerdo al número de seccionadores que se utilice.
La variante más simple se reduce al de un juego de barras principal y un juego de transferencia,
cuyo esquema está indicado en la Figura 2.12.
Figura 2.12. Esquema de barras principal y de transferencia.
Con esta configuración se puede efectuar el mantenimiento de cualquier interruptor sin
quitar de servicio las líneas o los transformadores. Además, se puede proteger la salida
utilizando el interruptor de acoplamiento transfiriendo a esté la protección de la línea. Este
sistema es práctico para aquellos casos en que hay numerosos interruptores en la subestación
que requieren un mantenimiento frecuente y es muy utilizado en tensiones medias y
mediamente altas. La inspección o trabajos en los seccionadores obligan a dejar fuera de
20
servicio la barra correspondiente. Si se produce un defecto en la barra principal, el sistema
queda fuera de servicio. La operación con la barra de transferencia es a su vez peligrosa por
quedar las salidas sin interruptores. [3]
2.3 Pruebas de puesta en marcha de las subestaciones
Para la puesta en marcha de una subestación o una ampliación de la misma, existen tres
tipos de pruebas a cumplir obligatoriamente. Estas son las pruebas de funcionamiento, las
pruebas de aceptación y las pruebas de energización. [6]
Las pruebas de funcionamiento se realizan una vez que el contratista haya dado aviso por
escrito a CADAFE con quince (15) días de anticipación de que la obra ha sido terminada total
o parcialmente. Estas pruebas de funcionamiento serán realizadas conjuntamente con el
contratista y por el representante de CADAFE. Las pruebas de funcionamiento son para la
detección temprana de cualquier error resultante de una instalación defectuosa, las cuales serán
subsanadas durante o al finalizar dichas pruebas. De esta manera se evitan demoras en la
inspección y en las pruebas siguientes. Se anexa al instructivo utilizado para la realización de
las pruebas de funcionamiento. [6]
Una vez finalizadas las pruebas de funcionamiento, éstas serán revisadas por un
representante del departamento de pruebas de la gerencia respectiva con la finalidad de
certificar la factibilidad del comienzo de las pruebas de aceptación. [6]
Las pruebas de aceptación se realizarán posteriormente a las de funcionamiento, siempre y
cuando las primeras hayan sido satisfactorias y serán realizadas por personal de CADAFE y el
contratista. La inspección y pruebas de aceptación de una subestación deberán cubrir todos los
transformadores, equipos de maniobra, protección, señalización, medición, control,
enclavamientos, equipos de servicios auxiliares, estructuras, entre otros; que integran la obra
electromecánica de una subestación. Las pruebas de energización se realizaran una vez que las
pruebas de funcionamiento y aceptación hayan sido cumplidas a satisfacción de CADAFE. [6]
21
2.4 Protocolo de Pruebas [6]
Una vez finalizada la obra de ampliación de una subestación, se prepara el protocolo de
inspección y pruebas de la subestación antes del comienzo de las mismas, el cual estará
basado en estas normas y que incluirá como mínimo lo siguiente:
Programas de prueba
Instrucciones para inspección y puesta de equipos no contemplados en estas normas.
Planillas de inspección y pruebas para todos y cada uno de los equipos y sistemas.
CAPITULO III
EL PROBLEMA
3.1 Planteamiento del problema
El crecimiento del consumo de energía eléctrica en el país, por diferentes motivos,
desarrollo industrial y elevación de vida de la población, requiere la ampliación de los sistemas de
generación, transmisión y distribución de la energía. CORPOELEC se encuentra desarrollando
constantemente ampliaciones en el sistema interconectado, estas nuevas instalaciones tienen el
propósito de satisfacer las necesidades de consumo, para mantener el sistema estable, equilibrando
la generación y la demanda. Así pues, El montaje de un tramo de salida de línea en 115 kV, para
la subestación Diego de Losada, tiene la intención de conectar esta subestación con la subestación
Santa Teresa II como lo muestra la Figura 3.1. Para realizar el montaje del tramo es necesario
establecer un manual que desarrolle las diferentes etapas del proyecto. Es decir, un instructivo que
muestre todos los aspectos que deben ser tomados en cuenta al momento de realizar el montaje del
tramo de salida de línea. Este instructivo debe recopilar toda la información con respecto a las
características de los equipos de potencia asociados al tramo, levantamiento de planos del tramo y
de los diferentes equipos que lo componen. Todo esto con la finalidad de proveer a los ingenieros
y técnicos de subestación la información necesaria para realizar el montaje, mantenimiento y
reparaciones futuras en el tramo instalado.
3.2 Objetivo general
Diseñar un manual de montaje para un tramo de salida de línea en la subestación Diego de
Losada. Así pues, suministrar toda la información técnica de los equipos de potencia existentes en
almacenes asociados a un tramo de salida de línea en 115 kV.
23
3.2.1 Objetivos específicos
Evaluar todos los aspectos relacionados con el diseño de un tramo de salida de línea
en una subestación eléctrica.
Evaluar los estudios relacionados con el montaje de un tramo de salida de línea.
Analizar el esquema de la subestación donde se va realizar el montaje del tramo de
salida de línea.
Conformar el manual de montaje del tramo de salida de línea.
Realizar la selección de los equipos que conforman el tramo de salida de línea.
Recopilar la información técnica de todos los equipos que serán instalados en el
tramo de salida de línea.
Realizar planos del tramo de salida de línea.
Proporcionar los lineamientos para el montaje de todos los equipos de potencia del
tramo de salida de línea.
Proporcionar todos los protocolos de pruebas de los equipos.
Proporcionar todos los protocolos de puesta en marcha de los equipos.
3.3 Justificación
Las subestaciones forman parte importante de los sistemas de potencia, su diseño y futuras
ampliaciones hacen que las empresas de suministro de energía conformen departamentos de
ingeniería para el desarrollo y planeación de estos proyectos. La instalación de un tramo de salida
de línea en una subestación que se encuentra operativa, nos brinda la oportunidad para la
escogencia de los equipos que conforman dicho tramo, la agrupación de especificaciones técnicas,
planos y protocolos de pruebas de los equipos. Así mismo, se beneficia a los mantenedores de la
subestación en el momento que correspondan los futuros mantenimientos. El técnico y/o ingeniero
podrá obtener toda la información necesaria que será recopilada cuando se realice el proyecto del
manual del tramo de línea.
24
3.4 Alcance y delimitación
Este proyecto está dirigido a recopilar información, estudiar el proceso de montaje y puesta
en servicio de un tramo de salida de línea en una subestación operativa, este montaje está ubicado
en el patio de 115 kV de la subestación Diego de Losada, y cuenta con bahías de reserva para
futuras ampliaciones, gracias a esta previsión está determinado un espacio necesario para
implementar dicho tramo.
Este proyecto no contempla, la parte de señalización, control y protección de los equipos
pertenecientes al tramo de salida de línea. La parte que falta del proyecto forma parte de otro
desarrollo de pasantía por parte de la división de protecciones Miranda.
25
DESARROLLO DEL PROYECTO
4.1 Evaluación de aspectos relacionados con el manual de montaje del tramo de salida de
línea.
Partiendo de la necesidad del montaje de un tramo de salida de línea en la subestación Diego
de Losada, con el fin de conectar la subestación Diego de Losada y la subestación Santa Teresa II
en 115 kV, como lo muestra la Figura 3.1 y la Figura 3.2. Es necesario documentar información
técnica de todos los equipos que serán instalados en tramo referido, esta documentación consiste
en recopilar los manuales de montaje de los equipos de potencia, planos y diferentes aspectos que
forman parte del proyecto. Todo esto tomando en cuenta los lineamientos que nos proporcionan
las normas internacionales y nacionales con respecto al diseño y montaje de equipos en una
subestación eléctrica.
Figura 3.1. Sistema de transmisión Miranda.
26
Figura 3.2. Líneas de transmisión Miranda.
Según la norma 167_88 [5] de CADAFE, la contratista que se encarga del diseño,
construcción o ampliación de la subestación, debe proporcionar a la empresa copias de los
instructivos de montaje de cada uno de los equipos y sistemas a instalar. Para el caso de este
proyecto en particular, el cual es realizado por personal perteneciente a la compañía de suministro
de energía, son ellos mismos los que realizan la recopilación de esta información y conforman el
manual de montaje del tramo para su instalación.
El manual de montaje debe llevar todo lo relacionado con las pruebas de funcionamiento y
protocolo de pruebas del tramo a instalar, como lo instruye la norma 185_88 de CADAFE, donde
nos dice que las pruebas de funcionamiento, pruebas de aceptación y de puestas en marcha deben
ser anexadas al instructivo de la subestación o la ampliación a instalar.
4.2 Aspectos relacionados con el diseño de un tramo de salida de línea.
Las normas de CORPOELEC especifican que al momento del diseño de subestaciones se
debe tomar una serie de criterios básicos para su construcción. Uno de estos criterios lo muestra la
27
norma 156_88 [4] de CADAFE, en su punto número 3, en el cual sostiene que el esquema de
conexión que sea seleccionado para la subestación a construir debe permitir ampliaciones futuras
y modificaciones a otros esquemas si ello es requerido por el crecimiento de las cargas, mayor
capacidad de generación o mayores requerimientos de confiabilidad. En el caso propio del montaje
de salida de línea en la subestación Diego de Losada, estas previsiones fueron tomadas y la
subestación cuenta con espacios de reserva para tramos futuros.
Para realizar el diseño del tramo de salida de línea, se recopilo la información con respecto
a los niveles de corto circuito. Con esta información se verifica que los equipos no sobrepasen estos
niveles. Los cuales fueron proporcionados por el departamento de operaciones del Despacho
Capital, como lo muestra la Tabla 1.1.
Tabla 1.1. Información del sistema
Niveles de corto
circuito
Monofásico Ikss [kA]
Bifásico Ikss [kA]
Trifásico Ikss [kA]
S/E DIEGO LOSADA 115 kV
18,614 13,982 16,223
4.3 Proceso de ejecución del tramo de salida de línea.
El proceso de diseño del tramo lo componen las obras civiles y las obras electromecánicas.
El proyecto está enfocado en la parte electromecánica, esta parte está relacionada con el montaje
de los equipos de potencia. Es necesario efectuar un estudio del sistema donde se va conectar el
tramo, dado que esta información permite definir los parámetros esenciales exigidos para su
conexión al sistema y su correcta operación, además de los estudios de corrientes máximas de la
línea para obtener las relaciones de los TC y TP. Por consiguiente, es necesario analizar el flujo de
potencia donde se encuentre anexada la nueva línea de transmisión que conectara la subestaciones
de Diego de Losada y la subestación Santa Teresa II. La división encargada de obtener esta
información necesita los valores de impedancia y distancia de la futura línea a construir, y para el
caso del proyecto del tramo de salía de línea en Diego de Losada, estos estudios no se
proporcionaron ya que los equipos a instalar en el tramo ya fueron evaluados y se encuentran
28
disponibles en el almacén de la subestación Santa Teresa III. La división de mantenimiento toma
como referencia tramos diseñados anteriormente y coloca los equipos de potencia antes utilizados.
4.4 Visita de reconocimiento
Se realizó una visita a la subestación Diego de Losada para recolectar información
importante con respecto a la ubicación del tramo en el patio, distancias para el montaje de los
equipos y distancias para realizar los diferentes planos que componen el tramo de salida de línea.
En la Figura 3.3 podemos apreciar el espacio de reserva donde será instalado el tramo.
Figura 3.3. Espacio de reserva para montaje de tramo de salida de línea
4.5 Conformación del tramo
Un tramo de subestación es el espacio físico conformado por dispositivos de maniobra y
equipos de potencia asociados, para el caso de la subestación Diego de Losada, el patio de 115 kV
donde va ser conectado el tramo de salida de línea cuenta con un arreglo de barra principal y
transferencia. Este tramo de salida de línea, con este arreglo de barra, está compuesto básicamente
por los siguientes equipos:
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Interruptor de potencia
Seccionador tripolar de línea
Seccionador tripolar de barra principal
Seccionador tripolar de barra de transferencia
Seccionador tripolar de puesta a tierra
Tres transformadores de corriente
Tres transformadores de potencial
Aisladores de soporte
4.6 Disposición de los equipos en el tramo de salida de línea.
La disposición de los equipos en el tramo depende del esquema de barra instalado en la
subestación, conociendo esta disposición en el patio de 115 kV de la subestación Diego de Losada,
esquema de barra principal y transferencia, se procedió a realizar la siguiente disposición de los
equipos en el tramo y su respectiva nomenclatura como lo muestra la Figura 3.4. Considerando la
disposición del tramo de salida de línea agregamos el tramo de salida de línea a construir al patio
de 115 kV de la subestación, tomamos el diagrama unifilar y realizamos un plano con la nueva
instalación incluida como lo muestra la zona en amarillo de la Figura 3.5.
Figura 3.4. Diagrama unifilar tramo de salida de línea.
30
Figura 3.5. Diagrama unifilar del patio de 115 kV.
4.7 Disposición de bancada en el tramo de salida de línea.
El patio de 115 kV en la subestación se encuentra diseñado de manera tal que todos los
tramos conforman una composición uniforme en la posición de los equipos como lo muestra la
Figura 3.6. La distancia entre los equipos y distancia entre los tramos es la misma para todos los
tramos. Esta simetría nos da una referencia a la hora de ubicar los equipos, básicamente tomamos
las mediciones de las bancadas y fundaciones de un tramo ya instalado para replicar estas
mediciones en el tramo nuevo a construir, luego de tomadas estas mediciones se procedió a realizar
el plano de la bancada como lo muestra la Figura 3.7.
31
Figura 3.6. Bancada y fundación de equipos de los tramos del patio de 115 kV.
Figura 3.7. Bancada y fundación de equipos del tramo de salida de línea.
4.8 Desarrollo del manual de montaje del tramo de salida de línea
El manual de montaje está conformado por 4 secciones que describen diferentes etapas e
instrucciones a seguir en el proceso de montaje del tramo. Estas secciones contienen material
importante tanto para el montaje como para el mantenimiento del tramo a instalar. Para desarrollar
el manual se compilo toda la información disponible de cada equipo de potencia y se desarrollaron
protocolos de prueba y verificación de puesta en marcha de todos los equipos que conforman el
tramo. En la Tabla 1.2 podemos observar los puntos que desarrolla cada sección del manual de
tramo de salida de línea.
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Tabla 1.2. Lista de referencia del tramo de salida de línea.
SECCIÓN DESCRIPCIÓN
1 Manual de operación y mantenimiento 1.1 Interruptor de potencia 115 kV 1.2 Seccionador tripolar 1.3 Seccionador puesta a tierra 1.4 Transformador de corriente 1.5 Transformador de tensión 1.6 Aislador soporte 2 Manual de montaje electromecánico
2.1 Procedimiento y hojas de control 3 Montaje y obra electromecánica
3.1 Planos de equipos de tramo 115 kV 4 Protocolo de pruebas, verificación y puesta
en marcha 4.1 Todos los equipos del tramo de 115 kV
4.8.1 Sección número 1. Manual de operación y mantenimiento.
Esta sección contiene los manuales de operación y mantenimiento de los equipos de
potencia a instalar en el tramo de salida de línea. Su objetivo es proveer al instalador de la
información de los equipos del tramo, todos los datos técnicos del equipo y sus respectivos planos.
De esta manera el instalador tiene acceso a los manuales de montajes particulares de cada equipo.
Los datos de la sección se presentan de la siguiente manera:
4.8.1.1 Interruptor de potencia SIEMENS 3AP1FG
Plano del interruptor, Figura 3.8.
Manual del interruptor 3AP1FG, Figura 3.9.
33
Figura 3.8. Plano del interruptor SIEMENS 3AP1FG
Figura 3.9. Portada Manual del Interruptor SIEMENS 3AP1FG.
34
4.8.1.2 Seccionadores con mando tripolar marca ALSTOM S2DA
Plano del seccionador tripolar ALSTOM S2DA, Figura 3.10.
Manual del seccionador tripolar ALSTOM S2DA, Figura 3.11.
Manual del mecanismo de accionamiento a motor de seccionadores ALSTOM
S2DA.
Figura 3.10. Plano del seccionador tripolar ALSTOM S2DA.
Figura 3.11. Manual de montaje seccionadores tripolares ALSTOM S2DA.
35
4.8.1.3 Trasformador de corriente ABB IMB 123
Plano del transformador de corriente, Figura 3.12.
Manual del transformador de corriente, Figura 3.13.
Figura 3.12. Plano de transformador de corriente ABB IMB 123.
Figura 3.13. Manual de transformador de corriente ABB IMB 123.
36
4.8.1.4 Transformador de tensión ABB CPA 123
Plano del transformador de tensión, Figura 3.14.
Manual del transformador de tensión, Figura 3.15.
Figura 3.14. Plano transformador de tensión ABB CPA 123.
Figura 3.15. Manual transformador de tensión ABB CPA 123.
37
4.8.2 Sección número 2. Manual de montaje electromecánico
El montaje electromecánico de los equipos requiere tomar en cuenta una serie de medidas
al momento de realizar la instalación del tramo. El manual cumple con el propósito de ofrecer al
instalador el material de orientación que le permita realizar adecuadamente la actividad de
desembalaje e instalación de los equipos pertenecientes al tramo de salida de línea.
4.8.2.1 Montaje electromecánico de estructuras metálicas
En la Tabla 1.3 se muestra el proceso a seguir para el montaje de las estructuras metálicas
correspondientes al tramo de salida de línea:
Tabla 1.3. Montaje de estructura metálica.
Proceso de montaje Pasos a seguir
Elemento de entrada Estructura metálica con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante.
Recursos Grúa con estrobos adecuados para el izado, plataforma o escalera, herramientas (llaves fijas, destornilladores, llave dinamométrica….).
Montaje 1. Repaso de los planos. 2. Ensamblado de la estructura según los planos. 3. Nivelación aproximada de las tuercas de nivelación
de los pernos. 4. Izado de la estructura, colocación en los pernos y
sujeción de la estructura. 5. Nivelación y aplomado con las tuercas de nivelación.
Resultado Estructura metálica montada y nivelada.
4.8.2.1.1 Precauciones a tener en cuenta
Acerca del izado, en el momento que el izado de las estructuras se realice en las
proximidades de zonas en tensión, se solicitará el descargue de las instalaciones próximas en
tensión, si no se obtiene, se adoptarán medidas complementarias; pantallas aislantes protectoras y
vigilancia constante del jefe de equipo.
38
Por otro lado, los operarios que “apuntan y cosen” las estructuras, deben emplear
palanquetas o punteros, para no atraparse los dedos y manos entre montantes y cartelas.
En relación con las herramientas, tuercas, tornillos, poleas, cuerdas y otros materiales, han
de izarse o bajarse con cuerdas de servicio y con bolsas.
Por último, se colocaran protecciones para que los estrobos no dañen el galvanizado. Las
cuerdas que se utilicen, deben tener un diámetro superior a 12 mm Ф. En función de la carga; 12mm
Ф: 75 kg. 14mm Ф: 100 kg. 16mm Ф: 125kg. 18mm Ф: 175 kg. 20mm Ф: 250kg.
4.8.2.1.2 Verificación final
El encargado del montaje una vez completada su labor comprobara:
Estado de los pernos y taladros en la base (limpieza, colocación y disposición).
Nivelación y aplomado de la estructura, teniendo en cuenta las tolerancias admisibles.
4.8.2.2 Montaje electromecánico de columnas de aisladores
En la Tabla 1.4 se muestra el proceso a seguir para el montaje de las estructuras metálicas
correspondientes al tramo de salida de línea.
Tabla 1.4. Montaje de columnas de aisladores.
Proceso de montaje Pasos a seguir
Elemento de entrada Aislador embalado con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante. Estructura metálica fijada al suelo.
Recursos Grúa con estrobos adecuados para el izado, plataforma o escalera, herramientas (llaves fijas, destornilladores, nivel….).
Montaje 1. Desembalaje del equipo. 2. Repaso de las instrucciones de montaje del equipo. 3. Montaje de las columnas de aisladores. 4. Presentación de las piezas de conexión. 5. Izado y fijación sobre estructura metálica.
39
6. Nivelación mediante calzos en la base. 7. Limpieza de los aisladores.
Resultado Aislador montado y nivelado.
4.8.2.2.1 Precauciones a tener en cuenta
Durante la formación de las columnas de los aisladores soporte, se tendrá un especial
cuidado con los elementos aislantes, apoyándolas siempre sobre maderas y nunca directamente
sobre el suelo. Así mismo, se colocarán maderas entre las columnas para evitar golpes entre ellas,
lo que produciría su rotura.
Así pues, para el izado se utilizaran estrobos de lona lo suficientemente largos como para
no forzar el equipo.
4.8.2.2.2 Verificación final
El encargado una vez completado el montaje aprobará la nivelación del equipo y la
firmeza del mismo en su base correspondiente.
4.8.2.3 Montaje electromecánico del Interruptor de potencia
En la Tabla 1.5 se muestra el proceso a seguir para el montaje del Interruptor de potencia
correspondiente al tramo de salida de línea:
Tabla 1.5. Montaje del Interruptor de potencia.
Proceso de montaje Pasos a seguir
Elemento de entrada Interruptor embalado con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante. Estructura metálica fijada al suelo.
Recursos Grúa con estrobos adecuados para el izado, plataforma o escalera, herramientas (llaves fijas, destornilladores, nivel….).
Montaje 1. Desembalaje del equipo. 2. Repaso de las instrucciones de montaje del equipo. 3. Presentación de las piezas de conexión. 4. Izado y fijación sobre de la base del interruptor. 5. Montaje de las porcelanas soporte, cámaras de
extinción y otros.
40
6. Nivelado de la cabeza de los polos del interruptor utilizando los calzos de aluminio de la base.
7. Montaje del armario de mando. 8. Regulación y ajuste del interruptor. 9. Interconexiones eléctricas entre polos y armario de
mando. 10. Llenado de gas SF6.
Resultado Interruptor montado y nivelado.
4.8.2.3.1 Precauciones a tener en cuenta
Algunos de los elementos que componen los distintos interruptores son suministrados bajo
presión de SF6. En consecuencia, se tendrá especial cuidado en no golpear los interruptores porque
además de ser propensos a roturas, por estar fabricados de porcelana, contienen en su interior una
presión que podría resultar peligroso sin una manipulación adecuada por parte del operario.
Finalmente, para el izado de polos se utilizaran estrobos de lona lo suficientemente largos
como para no forzar las columnas de aisladores.
4.8.2.3.2 Verificación final
Se debe comprobar la nivelación del equipo y regulación del mando.
4.8.2.4 Montaje electromecánico de seccionadores tripolares
Para el montaje de los seccionadores es necesario tomar en cuenta una serie de aspectos
importantes, algunos de estos lineamientos los muestra la Tabla 1.6 la cual nos muestra el proceso
a seguir para el montaje de seccionadores tripolares correspondientes al tramo de salida de línea en
115 kV.
41
Tabla 1.6. Montaje seccionadores tripolares.
Proceso de montaje Pasos a seguir
Elemento de entrada Seccionador embalado con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante. Estructura metálica fijada al suelo.
Recursos Grúa con estrobos adecuados para el izado, plataforma o escalera, herramientas (llaves fijas, destornilladores, nivel….).
Montaje 1. Desembalaje del equipo. 2. Repaso de las instrucciones de montaje del equipo. 3. Montaje de las columnas de aisladores soporte y de
las columnas giratorias. 4. Montaje del conjunto de la parte superior sobre las
columnas. 5. Presentación de las piezas de conexión. 6. Izado y fijación del conjunto sobre estructuras
metálica. 7. Montaje del armario de mando. 8. Acoplamiento de la columna giratoria al armario de
mando. 9. Nivelación mediante calzos en la base (buscando la
nivelación de la cabeza). 10. Regulación y ajustes, con el trapecio o contacto fijo
ya colocado en la posición definitiva. 11. Interconexión eléctrica entre polos y armarios de
mando. 12. Montaje del mando y la timonería de las cuchillas de
puesta a tierra. 13. Limpieza y engrasado de los contactos.
Resultado Seccionador montado y nivelado.
4.8.2.4.1 Precauciones a tener en cuenta.
Durante la formación de las columnas de los aisladores soportes y de las columnas
giratorias, se tendrá un especial cuidado con las columnas de aisladores, apoyándolas siempre sobre
maderas y nunca directamente sobre el suelo y se colocarán maderas entre las columnas para evitar
golpes entre ellas y su rotura.
Con respecto al izado, se utilizarán estrobos de lona lo suficientemente largos como para
no forzar el equipo.
42
4.8.2.4.2 Verificación final.
Se debe comprobar la nivelación del equipo y regulación del mando.
4.8.2.5 Montaje electromecanico de los transformadores de medición
En la Tabla 1.7 se muestra el proceso a seguir para el montaje de los transformadores de
medición correspondiente al tramo de salida de línea:
Tabla 1.7. Montaje de transformadores de medición.
Proceso de montaje Pasos a seguir
Elemento de entrada Transformador de corriente y de tensión embalados con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante. Estructura metálica fijada al suelo.
Recursos Grúa con estrobos adecuados para el izado, plataforma o escalera, herramientas (llaves fijas, destornilladores, nivel….).
Montaje 1. Desembalaje del equipo. 2. Repaso de las instrucciones de montaje del equipo. 3. Presentación de las piezas de conexión. 4. Lazo y fijación del transformador, estrobado por cuatro
puntos y atados a la parte superior sobre la estructura metálica.
5. Nivelación mediante calzos en la base (buscando la nivelación de la cabeza).
6. Izado y fijación del conjunto sobre estructuras metálica.
7. En los transformadores de corriente comprobar la orientación de los devanados.
Resultado Transformador montado y nivelado.
4.8.2.5.1 Precauciones a tener en cuenta
Dentro de la misma tensión de servicio, los transformadores de medida y protección son
iguales físicamente pero no eléctricamente, por lo que antes de su montaje se les localizara e
identificara según el plano unifilar y los planos de localización de aparellaje; determinando a la vez
la correcta posición de las bornas P-1 y P-2 de los transformadores de intensidad.
43
4.8.2.5.2 Verificación final
Se debe comprobar la nivelación del equipo.
4.8.2.6 Recursos para el montaje de equipos de potencia
Para realizar el montaje de los equipos se utilizan diferentes herramientas y equipos como
lo muestra la figura 3.16 y la figura 3.17.
Figura 3.16. Estrobo utilizado para montaje de equipos.
Figura 3.17. Grúa para montaje de equipos de alta tensión
44
4.8.3 Sección número 3. Montaje y obra electromecánica
Esta sección contiene la obra de montaje del tramo, montaje de los equipos y sus respectivos
planos.
Con respecto a los planos, estos proporcionan al instalador una guía para realizar el montaje
de manera correcta. Todos los planos se desarrollaron correspondientes al tramo de salida de línea,
haciendo uso del programa de diseño AutoCAD. En la Figura 3.16 se muestra la disposición
general de planta del tramo a instalar y el orden que llevan los equipos, tomando en cuenta su
ubicación previamente por los tramos de salida de línea que se encuentran construidos en la
subestación. Es decir, para efectuar los planos se tomaron las mediciones de los tramos ya
construidos y se agregaron los equipos nuevos a instalar.
Así pues, los planos contienen las medidas de todas las distancia de los equipos, distancia
entre bases de los equipos y distancias de la bancada del tramo de salida de línea. Se debe señalar
que este proyecto no incluye la cimentación de los equipos a instalar, esta parte corresponde a la
obra civil del proyecto. En la Figura 3.17 se observa una plano de la vista de planta del tramo de
salida de línea.
Figura 3.18. Vista del tramo de salida de línea.
45
Figura 3.19. Vista de planta del tramo de salida de línea.
4.8.4 Sección número 4. Protocolo de prueba verificación y puesta en marcha
Los protocolos de prueba verificación y puesta en marcha, definen la condición operativa
de los equipos conectados en el tramo y determinan su correcta instalación. Para la aplicación de
las pruebas es necesario desarrollar un documento con una serie de lineamientos que deben ser
cumplidos por el instalador con el motivo de comprobar el buen funcionamiento de los equipos a
instalar. Posteriormente dicho documento servirá de soporte y punto de referencia para el
mantenimiento al tramo instalado. Estas pruebas de verificación y puesta en marcha son realizadas
a cada uno de los equipos a instalar en el tramo.
4.8.4.1 Puesta en marcha del interruptor de potencia
Durante el desarrollo de la puesta en marcha del interruptor, se comprueban las siguientes
características:
Determinar que el disyuntor se encuentra correctamente instalado y cableado para cumplir
su misión.
Determinar que las bornas de conexión y conexiones a embarrados (tubos, cables, varillas
o pletinas) se encuentran en correctas condiciones de servicio.
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Determinar que todos los cables de los circuitos de control y mando, sus terminales y
respectivas conexiones, a las bornas y regletas, se encuentran correctamente identificados
y seguros.
Determinar que los circuitos de control tienen resistencia de aislamiento correcta.
Determinar que todos los componentes de protección están correctamente regulados,
ajustados y calibrados.
Determinar mediante pruebas funcionales que todos los componentes y dispositivos
actúan correctamente.
4.8.4.1.1 Inspección visual y comprobaciones del interruptor
Se efectúa una inspección visual y comprueba el estado general del disyuntor, realizando
las operaciones siguientes:
Verificar el estado de las columnas, soportes y aisladores propios del disyuntor.
Verificar y comprobar la rigidez del montaje, nivelado y la correcta fijación del disyuntor
al soporte o estructura.
Verificar y comprobar que las conexiones de alta tensión se encuentran firmes y están
realizadas con los conectores adecuados.
Verificar y comprobar el estado de tuberías, mecanismos de operación e instrumentos de
control y mando del equipo.
Verificar los niveles y que no existan fugas del elemento aislante de las cámaras de ruptura.
Verificar que el bastidor o soporte del disyuntor se halla conectado a la tierra de la malla
general de tierra de la subestación.
Verificar la estanqueidad del armario de mecanismos de mando y control.
Comprobar que todos los terminales de los cables de control y sus respectivas conexiones
a regletas están correctamente identificados y seguros. La identificación deber ser acorde
con los correspondientes esquemas de cableado, debiendo quedar reflejada la situación
actual.
Comprobar y “chicharrear” el cableado interno utilizando los esquemas de control y de
cableado interno.
Comprobar que todos los circuitos de control se encuentran bien aislados a tierra.
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Verificar y comprobar que todos los componentes han sido debidamente regulados,
ajustados y calibrados como se especifican en el manual de los fabricantes.
Verificar y comprobar que todos los fusibles y automáticos de protección están instalados
y tienen las características correspondientes especificadas en los planos y/o
especificaciones técnicas.
4.8.4.1.2 Pruebas funcionales del interruptor
Operación manual o de emergencia.
Operación eléctrica local de cierre y apertura.
Operación eléctrica desde la sala de control.
Comprobación y medidas electromecánicas.
Pruebas finales:
a) Realizar pruebas de disparo mediante los relés de protección.
b) Verificar la actuación del relé reenganchador mediante la actuación de los elementos de
protección y comprobar el bloqueo por disparo definitivo.
c) Verificar la actuación de transferencia de disparo a otros disyuntores si los hubiera.
d) Comprobar y verificar el funcionamiento de las alarmas y en general de todos los circuitos
en el que intervenga el disyuntor.
4.8.4.2 Desarrollo de la puesta en marcha del seccionador tripolar
Durante el desarrollo de la puesta en marcha de seccionadores, se comprueba las siguientes
características:
Determinar que el seccionador se encuentra correctamente instalado y cableado para
cumplir su misión.
Determinar que las bornas de conexión y conexiones a embarrados (tubos, cables, varillas
o pletinas) se encuentran en correctas condiciones de servicio.
Determinar que todos los cables de los circuitos de control y mando, sus terminales y
respectivas conexiones, a las bornas y regletas, se encuentran correctamente identificados
y seguros.
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Determinar que los circuitos de control tienen resistencia de aislamiento correcta.
Determinar que todos los componentes de protección están correctamente regulados,
ajustados y calibrados.
Determinar mediante pruebas funcionales que todos los componentes y dispositivos actúan
correctamente.
4.8.4.2.1 Inspección visual y comprobaciones de los seccionadores tripolares
Se efectúa una inspección visual y se comprueba el estado general del seccionador, realizando
las operaciones siguientes:
Verificar el estado de las columnas o aisladores soporte.
Verificar la rigidez del montaje y de la correcta fijación del seccionador al soporte o
estructura.
Verificar y comprobar que las conexiones de alta tensión se encuentran firmes y están
realizadas con los conectores adecuados.
Verificar y comprobar el estado de tuberías, mecanismos de operación e instrumentos de
control y mando del equipo.
Verificar que el bastidor o soporte del seccionador se halla conectado a la tierra de la malla
general de la subestación.
En los seccionadores que cuentan con cuchillas a de puesta a tierra, se comprobara que las
conexiones de las mismas aseguran un buen contacto en su puesta a tierra.
Verificar y comprobar todos los mecanismos de operación y mando.
Verificar y comprobar que todos los componentes han sido debidamente regulados,
ajustados y calibrados como se especifica en el manual de los fabricantes.
Verificar la estanqueidad de la caja de mecanismos de mando (en seccionadores con mando
eléctrico).
Comprobar que todos los terminales de los cables y sus respectivas conexiones a regletas
estén correctamente identificados y seguros. La identificación debe ser acorde con los
correspondientes esquemas de cableado, debiendo quedar reflejada la situación actual.
Comprobar y “chicharrear” el cableado interno, utilizando los esquemas de control y de
cableado interno.
Comprobar que todos los circuitos de control se encuentran bien aislados respecto a tierra.
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Verificar que todos los fusibles están instalados y tienen las correspondientes características
solicitadas.
4.8.4.2.2 Pruebas funcionales de los seccionadores tripolares
Operación manual de cierre y apertura.
Operación eléctrica local de cierre y apertura.
Simultaneidad del cierre de los contactos principales.
Comprobaciones y mediciones eléctricas.
Pruebas finales:
a) Se efectúan todas las pruebas y maniobras precisas para garantizar el correcto
funcionamiento de los circuitos de control.
b) Verificar todos los circuitos en los que intervenga el seccionador.
4.8.4.3 Desarrollo de la puesta en marcha del transformador de corriente
Durante el desarrollo de la puesta en marcha de transformadores de intensidad, se persigue
comprobar las siguientes características eléctricas:
Determinar que las resistencias de aislamiento del transformador son correctas.
Determinar que la relación de transformación y su polaridad cumplen las especificaciones
del fabricante.
Determinar que los aparatos que han de ir conectados, guarden las relaciones
correspondientes a los transformadores de intensidad.
Determinar el buen conexionado de los diferentes aparatos de medida y protección.
4.8.4.3.1 Inspección visual y comprobaciones del transformador de corriente
Una vez concluida la instalación del transformador de intensidad se efectúa una inspección
visual y una serie de comprobaciones para asegurar que el estado general es satisfactorio. El
desarrollo de las operaciones consiste:
50
Comprobar y verificar el estado de los aisladores soporte.
Verificar la rigidez del montaje y de la correcta fijación del transformador al soporte.
Comprobar el nivel del líquido o elemento aislante.
Comprobar que no existen fugas del líquido o elemento aislante.
Verificar que las conexiones de alta tensión son firmes y están realizadas con los conectores
adecuados.
Verificar que la conexión de puesta a tierra del equipo es la adecuada y correcta.
Verificar la estanquidad de la caja de bornas de salida del secundario.
Comprobar y “chicharrear” el cableado o circuitos de intensidad utilizando los esquemas
desarrollados de interconexión.
Verificar que las conexiones y circuitos de intensidad secundarios, son firmes, y se
encuentran debidamente marcados e identificados.
4.8.4.3.2 Pruebas funcionales del transformador de corriente
Las pruebas a las que son sometidos los transformadores de intensidad para verificar su
funcionamiento y determinar sus características eléctricas son:
Comprobar y medir la resistencia de aislamientos contra tierra de todas aquellas partes del
transformador de intensidad que van a estar sometidas a tensión. Igualmente se comprobará
el aislamiento entre devanados primarios y secundarios.
Verificar la polaridad de los secundarios de cada transformador de intensidad.
Verificar la relación de transformación en todos los devanados secundarios, usando una
inyección primaria de corriente por fase midiendo las corrientes primarias de los devanados
secundarios de cada transformador de intensidad.
Inyectar una intensidad con valores adecuados por el primario o el secundario, para verificar
el cableado de los circuitos de los equipos de medida y protección.
Verificar la secuencia de fases de los distintos equipos conectados a los secundarios.
Comprobar que todos los circuitos de intensidad quedan bien cortocircuitados o cerrados
antes de poner en servicio el transformador.
Efectuar una revisión visual final antes de proceder a su entrada en servicio.
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4.8.4.4 Desarrollo de la puesta en marcha del transformador de tensión
Durante el desarrollo de la puesta en marcha de transformadores de tensión, se persigue
comprobar las siguientes características eléctricas:
Determinar que las resistencias de aislamiento del transformador son correctas, devanado
de alta contra tierra, baja contra tierra y alta contra baja son correctas.
Determinar que el transformador este correctamente instalado y cableado y que todas las
terminaciones y terminales están correctamente identificadas y seguras.
4.8.4.4.1 Inspección visual y comprobaciones del transformador de tensión
Una vez concluida la instalación del transformador de tensión se efectúa una inspección
visual y una serie de comprobaciones para asegurar que el estado general es satisfactorio. El
desarrollo de las operaciones consiste:
Comprobar visualmente si el transformador está libre de tornillos flojos y accesorios de
montaje.
Identificar los circuitos mediante timbrado siguiendo los esquemas correspondientes de
control y cableado.
Verificar que todos los cables están bien marcados e identificados según esquema de
cableado.
Verificar que todos los terminales, terminaciones y conexiones están correctamente
asegurados.
Comprobar que el transformador está perfectamente conectado a la malla de tierra.
4.8.4.4.2 Pruebas funcionales del transformador de tensión
Las pruebas a las que son sometidos los transformadores de tensión para verificar su
funcionamiento y determinar sus características eléctricas son:
Medir la resistencia de aislamiento de los devanados.
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Determinar la polaridad del transformador con una batería de corriente continua y un
miliamperímetro de corriente continua con cero central.
Verificar la relación de transformación de todos sus secundarios, usando una inyección de
tensión reducida por el primario fase a fase.
Determinar las resistencias de los devanados secundarios de cada transformador de tensión.
Verificar los circuitos de tensión, hasta los equipos instalados mediante la inyección de una
tensión, a la cual van a trabajar los equipos a partir de las bornas secundarias de los
transformadores de tensión.
Verificar el funcionamiento de los equipos de medida y protección sometidos a tensión.
Verificar la secuencia de fase de los distintos equipos conectados a los secundarios.
Todas estas pruebas se hacen con la finalidad de comprobar el buen funcionamiento de los
equipos instalados en el tramo, el manual le muestra al instalador todos los detalles que debe
verificar para poner en marcha los equipos. Todo esto con el objetivo de corregir todas las fallas
que pudiesen afectar la puesta en servicio de los equipos que conforman el tramo de salida de
línea. Al final de todas estas pruebas y verificado el buen funcionamiento de los equipos se
procede a energizar la instalación para su uso particular. Es necesario que el instalador deje
constancia en el manual de montaje de las verificaciones realizadas al momento de la instalación.
Estas verificaciones sirven de ayuda para llevar un control en el futuro mantenimiento de los
equipos que conforman el tramo de salida de línea.
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CONCLUSIONES
El diseño de un tramo de salida de línea acoplado a una subestación ya construida, posee
como ventaja que el personal encargado del proyecto cuenta con la referencia de los tramos
de línea instalados originalmente en la subestación. Por esta razón, el proyecto no parte
desde cero sino que al contrario existe una referencia a la cual se tienen que ajustar para la
instalación del tramo; a diferencia del diseño de una subestación completa, donde el
diseñador partiendo de las necesidades del sistema elige un esquema de barra determinado.
La conformación del manual de montaje para el tramo de salida de línea es una herramienta
importante, porque le proporciona a la persona encargada de realizar la instalación toda la
información correspondiente al montaje de los equipos del tramo de salida de línea. Con
este manual nos aseguramos de cumplir con los requerimientos necesarios para el montaje
del tramo y asegurar que la ejecución de la instalación cumpla todas normativas necesarias.
La división de mantenimiento Miranda, cuenta con los equipos a instalar en el tramo. Por
tanto, la selección de los equipos fue realizada con anterioridad utilizando como referencia
tramos construidos anteriormente en la subestación.
La revisión del manual de instalación de los equipos es primordial, pues este manual le
proporciona al instalador las instrucciones para realizar la instalación del equipo de manera
correcta. Así, como también indica las precauciones que debe tomar al momento de realizar
la instalación.
Todos los protocolos de prueba para la instalación y puesta en marcha de los equipos del
tramo de salida de línea, fueron desarrollados basándose en los manuales de montaje
proporcionados por cada fabricante. Con estas pruebas se asegura que la instalación cumpla
con todos los requisitos necesarios para su puesta en servicio.
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RECOMENDACIONES
Se recomienda a la empresa realizar un registro de los equipos disponibles para proyectos
de ampliación, con el fin de hacer más fácil el trabajo de selección de equipos necesarios
para un proyecto determinado.
Acceso a los datos relacionados con el sistema de potencia para realizar la mejor selección
de los equipos necesarios a instalar en un tramo determinado.
Se recomienda a la empresa organizar los documentos como manuales y planos
pertenecientes a los equipos disponibles en el almacén. De manera, que esta información se
encuentre disponible al personal que la requiera.
Cada equipo de potencia consta de un manual de montaje. Este manual se encuentra
incluido en el manual de montaje del tramo. Es fundamental que el personal encargado de
la instalación revise el proceso de instalación de cada equipo como lo recomienda el
fabricante.
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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
[1] Prof. Francisco M. Gonzales-Longatt, “Introducción a los sistemas de potencia”.
http://www.giaelec.org/fglongatt/SP.htm
[2] Ramírez C, “Subestaciones de alta y extra alta tensión”, Segunda Edición.
[3] Jorge A. Cavallotti, “Disposiciones constructivas de subestaciones a la intemperie en altas y
muy altas tensiones”.
[4] Norma CADAFE 156-88, Presentación de proyectos de subestaciones de transmisión,
subestaciones normalizadas de CORPOELEC.
[5] Norma CADAFE 167-88, Montaje de equipos para subestaciones de transmisión, organización
de la obra electromecánica.
[6] Norma CADAFE 185-88, Montaje de equipos para subestaciones de transmisión, organización
e instrumentos para puesta en marcha de las subestaciones.
[7] Manual de la empresa ELECNOR, utilizado para el montaje de la subestación Higuerote,
proporcionado por la división de mantenimiento Miranda.
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APÉNDICE A
A continuación se muestra imágenes de la placa característica de todos los equipos
disponibles en el almacén para la conformación del tramo de salida de línea.
Placa característica del Interruptor de Potencia SIEMENS 3AP1-FG
57
Placa característica del Transformador de Tensión Capacitivo CPA 123
Placa característica del transformador de corriente ABB IMB 123
58
APÉNDICE B
A continuación se muestra el Tramo de salida de línea instalado en la subestación Santa
Teresa III por parte del personal de mantenimiento de la División Miranda, utilizando equipos
pertenecientes al almacén de la subestación. Este tramo de salida de línea corresponde a la línea
IFE en 115 kV.
Tramo de salida de línea IFE en 115 kV.
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Tramo completo de salida de línea
60
Transformador de corriente ABB del tramo de línea
Transformador de tensión ABB del tramo de salida de línea
61
Seccionador de línea tripolar
62
Caja de mando del seccionador de puesta a tierra
Caja de mando del seccionador de línea