martinez carre on cesar
TRANSCRIPT
UNIVERSIDAD VERACRUZANA
Facultad de Ingeniería Mecánica Eléctrica
TÍTULO DE TESIS
MANTENIMIENTO A LA SUBESTACION
ENCAPSULADA EN HEXAFLUORURO DE
AZUFRE (SF6) DE LA C. H. TEMASCAL
OAXACA DE LA C. F. E.
Que para acreditar la Experiencia Recepcional
del Programa Educativo de Ingeniería Mecánica
Eléctrica
PRESENTA
César Martínez Carreón
Director de Tesis: Ing. Alfredo Ramírez Ramírez
Xalapa, Veracruz Julio del 2009
2
DEDICATORIAS
Este trabajo profesional no hubiese sido posible sin la ayuda
de mis padres que me orientaron y me apoyaron en todo
momento y circunstancia, también porque sin ellos no existiría
en este mundo.
Agradezco también a todos los ingenieros de la C.F.E. que
me brindaron de su tiempo, conocimiento y experiencia para
la realización del presente así como las facilidades que me
dieron para el desarrollo del mismo.
También agradezco a los ingenieros catedráticos de la
Facultad de Ingeniería Mecánica Eléctrica, Ing. Alfredo
Ramírez Ramírez, Ing. Rafael Lozano González, Ing. Simón
Leal Ortiz por su paciencia durante este proceso y sus
estímulos para llegar a la finalización de este trabajo.
Finalmente un agradecimiento a todos mis amigos por su
apoyo moral e incondicional.
3
INTRODUCCIÓN
En la actualidad se ha buscado una manera de mejorar el
aprovechamiento de los recursos que se emplean para producir energía
eléctrica así como su distribución. Como sabemos con el paso del
tiempo van decreciendo los espacios para la instalación de equipo o
sistemas generadores y distribuidores de energía eléctrica; al mismo
tiempo los costos de instalación y mantenimiento a los equipos
empleados naturalmente van incrementando.
Esto ha provocado que se busquen soluciones factibles a dichas
situaciones por este motivo desde hace unos años la CFE (Comisión
Federal de Electricidad) ha implementado el uso e instalación de
subestaciones encapsuladas en gas SF6 en sus centrales generadoras.
Las cualidades de estos equipos son muchas, tales como,
aprovechamiento de espacios, reducción de capital utilizado tanto en
instalación como en mantenimientos, estar a la vanguardia de países
primermundistas en la producción de energía eléctrica, entre otros.
En el presente trabajo se presentan temas de interés en el desarrollo del
mantenimiento a una subestación encapsulada en gas SF6 pero para
llegar a esto se deben tener conocimientos generales de lo que es una
central generadora así como sus principales componentes para después
explicar el tema de una subestación encapsulada y sus componentes.
4
CONTENIDO
5
Página
Capítulo 1 CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE TEMASCAL,
OAX. ........................................................................................................................................ 9
1.1 Ubicación de la central hidroeléctrica ................................................................................ 9
1.2 Descripción básica de una central hidroeléctrica ............................................................ 10
1.3 Componentes de una central hidroeléctrica .................................................................... 11
1.4 Subestación ...................................................................................................................... 16
1.5 Características generales del generador síncrono ........................................................... 17
1.6 Características estructurales de los generadores síncronos ............................................ 19
1.6.1 Forma de excitación ................................................................................................... 19
1.6.2 Estructura de campo y velocidad de la máquina ....................................................... 20
1.6.3 Estator ........................................................................................................................ 20
1.6.4 Enfriamiento .............................................................................................................. 20
1.6.5 Barras amortiguadoras .............................................................................................. 21
Capítulo 2 CONCEPTOS GENERALES DE UNA SUBESTACION ENCAPSULADA EN GAS
HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6) ....................................................................................... 22
2.1 Características generales .................................................................................................. 23
2.2 Criterios de aplicación ...................................................................................................... 23
2.3 Criterios de selección ....................................................................................................... 24
Capítulo 3 CARACTERÍSTICAS FISICOQUÍMICAS Y DIELÉCTRICAS DEL GAS
HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6) ....................................................................................... 38
6
3.1 Generalidades ................................................................................................................... 39
3.2 Características .................................................................................................................. 40
3.3 Propiedades ...................................................................................................................... 40
3.3.1 Eléctricas .................................................................................................................... 40
3.3.2 Térmicas ..................................................................................................................... 40
3.3.3 Físicas ......................................................................................................................... 43
3.3.4 Químicas .................................................................................................................... 44
3.4 Aplicaciones ...................................................................................................................... 45
3.5 Control de la calidad del gas SF6 ....................................................................................... 46
3.6 Identificación .................................................................................................................... 47
3.7 Resistencia dieléctrica ...................................................................................................... 47
3.8 Contenido del aire ............................................................................................................ 48
3.9 Contenido de humedad .................................................................................................... 50
Capítulo 4 CONSTRUCCIÓN MODULAR DE LA SUBESTACIÓN ENCAPSULADA DE LA
CENTRAL TEMASCAL............................................................................................................. 51
4.1 Fundamentos de la construcción modular ....................................................................... 52
4.2 Ventajas ............................................................................................................................ 52
4.3 Arreglos físicos .................................................................................................................. 53
4.4 Características de los diferentes módulos ....................................................................... 60
4.4.1 Interruptor ................................................................................................................. 60
4.4.2 Cuchillas desconectadoras ......................................................................................... 74
7
4.4.3 Cuchillas de puesta a tierra ........................................................................................ 80
4.4.4 Transformador de corriente ....................................................................................... 84
4.4.5 Transformador de potencial ...................................................................................... 87
4.4.6 Apartarrayos .............................................................................................................. 89
4.4.7 Gabinetes de control .................................................................................................. 91
4.4.8 Boquillas ..................................................................................................................... 91
4.4.9 Barras ......................................................................................................................... 97
Capítulo 5 TIPOS DE MANTENIMIENTO ............................................................................. 104
5.1 Clasificación de los mantenimientos .............................................................................. 105
5.1.2 Mantenimiento menor programado preventivo ..................................................... 106
5.1.3 Mantenimiento mayor programado o preventivo ................................................... 106
5.1.4 Mantenimiento correctivo no programado por falla............................................... 106
5.1.5 Mantenimiento por emergencia .............................................................................. 106
5.2 Guía de mantenimiento.................................................................................................. 109
5.3 Problemas que afectan el mantenimiento ..................................................................... 110
5.4 Aplicación efectiva del mantenimiento .......................................................................... 110
5.5 Las pruebas que se sugieren son las siguientes: ............................................................ 111
5.6 Mantenimiento por diagnóstico ..................................................................................... 112
Capítulo 6 OPERACIÓN PRUEBAS Y MANTENIMIENTO DE LA SUBESTACIÓN
ENCAPSULADA EN GAS SF6 ................................................................................................. 114
6.1 Definiciones .................................................................................................................... 115
8
6.2 Criterios para el mantenimiento .................................................................................... 115
6.3 Manejo del gas SF6. ......................................................................................................... 125
6.4 Medidas de seguridad .................................................................................................... 130
6.5 Red de Tierras ................................................................................................................. 131
6.6 Pruebas ........................................................................................................................... 132
6.7 Precauciones durante las pruebas ................................................................................. 134
9
Capítulo 1
CARACTERÍSTICAS DE LA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA
DE TEMASCAL, OAX.
1.1 Ubicación de la central hidroeléctrica
La central hidroeléctrica Temascal se encuentra localizada en el municipio de San
Miguel Soyaltepec, en el estado de Oaxaca. Su construcción ha sido realizada en
2 etapas, la primera a partir de la construcción de la Presa Miguel Alemán Valdés,
10
entrando en operación en 1959 las cuatro unidades de 38.5 MW cada una, dando
una capacidad total de 154 MW.
En 1996 se concreta la segunda etapa con dos unidades de 100 MW cada una,
con una capacidad total de la central de 354 MW; al funcionar conjuntamente la
presa Miguel de la Madrid Hurtado y la presa Miguel Alemán Valdés.
De esta manera se podrá controlar el 60% de los escurrimientos de la cuenta del
río Papaloapan disminuyendo así los daños que las crecientes causan en esta
zona.
1.2 Descripción básica de una central hidroeléctrica
Una central hidroeléctrica es una instalación en la que se produce energía
eléctrica y que se utiliza como fuente primaria la energía cinética y potencial del
agua.
La energía hidráulica representa en México aproximadamente el 30% de la
energía utilizada en la generación eléctrica y su uso por lo general solo lo
restringe la disponibilidad de los recursos hidrológicos. La energía hidráulica
existe en forma natural y la suministran las precipitaciones pluviales que se
presentan por el efecto de la condensación del vapor de agua en la atmosfera.
Las centrales hidroeléctricas utilizan la energía potencial del agua, y aunque
suministrada de forma natural por las lluvias se requiere construir obras civiles
que permitan almacenar y aprovechar esta energía. Rara vez existe caída natural
de agua que permita la inmediata instalación de las turbinas hidráulicas y se tiene
la necesidad de crear en forma artificial el desnivel necesario con el propósito de
almacenar y utilizar esta energía.
Es de gran importancia, para la generación de electricidad, el conocimiento del
régimen hidráulico, por lo cual es necesario determinar su capacidad y las
variaciones que tenga durante los meses del año. Por lo tanto se requiere
efectuar estudios estadísticos de las observaciones hidrológicas por periodos de
tiempo largos, por lo general de varios años. De esta manera se obtiene
información confiable, estadísticamente.
Las centrales hidroeléctricas utilizan la energía potencial o cinética del agua,
lograda por el desnivel entre los ríos, caídas o embalses y la central. Al agua se le
conduce a través de tuberías hasta hacerla chocar contra las aspas de una
11
turbina, lo que hace girar se eje o flecha. El movimiento de la flecha se utiliza para
mover un electroimán dentro de una bobina con lo cual se produce la energía
eléctrica.
1.3 Componentes de una central hidroeléctrica
Presa
Se llama presa a una construcción que se levanta en el lecho de un río para
interrumpir el paso del agua, su función es producir una elevación del agua que
permite su derivación, o bien, su almacenamiento para regular el caudal del río.
Por el objeto para el que están construidas, las presas se dividen es:
Presas de derivación
Presas de embalse
Presas de derivación
Se construyen para elevar el nivel del agua, contribuyendo a crear el “salto” y
siendo efecto secundario el almacenamiento de agua, normalmente están
dispuestas para que el agua derrame por encima de ellas mediante vertedores.
Presas de embalse
Tienen como finalidad principal el almacenamiento de agua para regular el caudal
del río, siendo el efecto secundario la elevación del nivel del agua para producir
altura de salto, por lo general, no están dispuestas para que las aguas se viertan
por encima, sino que tienen construcciones laterales llamadas vertedores de
superficie para devolver el agua excedente al cauce aguas debajo de la presa,
cuando se haya llenado el embalse.
Cortina
Se denomina cortina a la parte principal de la presa que se construye para
detener el agua en un río y pueden ser de enrocamiento u hormigón armado;
éstas últimas son más comunes para su uso en centrales hidroeléctricas.
12
Vertedor
Es un elemento indispensable para el control de una presa, limita el nivel de la
superficie del agua almacenada mediante compuertas o libremente, el agua que
pasa a través de él es conducida al cauce del río después de la casa de
máquinas.
Obra de toma
Se denomina obra de toma a la instalación construida en la presa y cuya función
permite dar paso al agua almacenada hacia la Central. En la cara frontal hacia la
presa van dispuestas un grupo de rejillas las cuales impiden el paso de sólidos
hacia la tubería y el control de fluido se realiza a través de unas compuertas que
soportan grandes presiones que permiten el acceso del agua hacia la tubería a
presión.
Tubería a presión
Las tuberías a presión tienen el objeto de conducir el agua de la obra de toma
hacia las turbinas; siendo su construcción de acero y pueden instalarse al aire
libre o dentro de concreto. En sus trayectoria van instalados machones de anclaje
y silletas para su soporte.
Pozo de oscilación
El pozo de oscilación es instalado cuando las tuberías a presión son de altas
longitudes y nos permiten regular las presiones producidas en el interior de la
tubería por una reducción súbita del flujo del agua.
Turbina
Es el elemento encargado de transformar la energía potencial del agua en
energía mecánica.
Sus elementos principales son:
Rodete
Una de las partes importantes cuando se realiza el proyecto de una central
hidroeléctrica es el rodete ya que depende de la caída o salto hidráulico y este
13
puede ser Pelton, Francis o Kaplan, su material de fabricación actualmente es de
acero inoxidable y de su diseño depende la eficiencia de la turbina.
Escudos superior o inferior
Son las partes fijas de la turbina fabricadas en acero al carbón regularmente, van
colocadas en las partes extremas del rodete, a través de ellas se presuriza el
agua para convertir la energía hidráulica en energía mecánica.
Servomotores
Están colocados a 180° en el anillo de distribución. Su energía a través de aceite
es producida por una bomba llamada bomba de regulación, su función es
transmitir las órdenes del regulador de velocidad hacia el anillo de regulación y
éste al conjunto de alabes.
Caja de Estopero
Hace las funciones de una prensa estopa alrededor de la flecha, e impide la
salida del agua de la carcaza hacia el exterior. El sello lo puede hacer con
círculos seccionados de carbón, grafito o teflón.
Chumacera guía principal
Es un dispositivo que limita el movimiento axial de la flecha que acopla el rodete
con el generador, en la parte interna lleva adherido un material llamado BABBIT,
el cual está lubricado permanentemente con aceite.
Chumacera de carga
Es un dispositivo que permite el desplazamiento radial de la masa rotativa
(turbina-generador) absorbiendo el peso total de la misma y de los empujes
originados por el agua al hacer contacto con el rodete a través del plato y collar
de carga , estos unidos a la flecha del generador, debe estar permanentemente
lubricada.
Chumacera guía inferior
14
Es un dispositivo que limita el movimiento axial de la flecha del generador, en
unidades de gran capacidad está colocada dentro de la cuba de la chumacera de
carga llamándose combinada.
Regulador de velocidad
Es un mecanismo encargado de controlar la apertura y cierre de los deflectores
móviles a través de los servomotores y del anillo de distribución, permite controlar
la velocidad de la turbina antes de ser sincronizada, posteriormente regula la
carga (Megawatts) abriendo o cerrando las agujas.
Agujas y asientos
En unidades con rodete tipo Pelton la función de la agujas es direccional e chorro
de agua existe en el caracol para mover los alabes de la turbina.
Deflectores
Este dispositivo característico de las turbinas Pelton, se interponen entre la aguja
y el rodete para evitar que el agua continúe haciendo presión sobre el rodete.
Flecha de la turbina
Permite el acoplamiento entre la flecha de la turbina y el generador.
Generador
Los generadores eléctricos son máquinas destinadas a transformar la energía
mecánica en energía eléctrica, esta transformación se consigue por la acción de
un campo magnético sobre unos conductores eléctricos dispuestos sobre un
armazón.
En una central hidroeléctrica se utilizan generadores de corriente alterna en
donde el armazón o estator está fijo y el campo es el que gira. Sus partes
principales son las siguientes:
Estator
15
Está formado por segmentos laminados en forma circular aislados entre sí, de
alta permeabilidad magnética de acero al silicio de bajas pérdidas ensamblado en
la dirección axial para formar una configuración cilíndrica, cada laminación está
recubierta en ambos lados con aislamiento inorgánico de alta temperatura.
La ventilación del núcleo del estator se efectúa por un flujo radial a través de
orificios localizados a varios intervalos a lo largo del núcleo y otro axial a través
de huecos en las laminaciones.
En la parte interna del circulo que conforma el laminado del estator se configura
un espacio llamado comúnmente ranura y en él se alojan las bobinas, las cuales,
junto con los polos cortan el campo magnético para la producción de energía
eléctrica. Las bobinas van soportadas por cuñas, y anillos superior e inferior.
Rotor
El rotor está conformado por una flecha central, araña, llantas y polos. El rotor es
la parte móvil del generador con una corriente circulante inicial y al girar en las
bobinas del estator se producirá una fuerza electromotriz.
Sistemas de excitación
Es un dispositivo que regula la excitación, controla la tensión de salida del
alternador y tiene una repercusión directa sobre la red interconectada, permite
llevar al grupo hidrogeneración a la tensión adecuada para su sincronización,
controla la generación de reactivos dentro de sus límites de operación.
Anillos rozantes
Llamados también anillos colectores, están montados en la flecha y giran a la
misma velocidad de la unidad, su función es la de permitir conectar
eléctricamente al elemento que suministra la corriente de excitación a los polos
del rotor.
Frenos y sistema de izaje
16
Para parar el giro de las unidades se cuenta con un dispositivo de frenado el cual
consiste en un juego de gatos y a través de balatas hace contacto en la parte
inferior del motor.
Sistema de enfriamiento
El sistema de enfriamiento del hidrogenerador es a través de agua, la cual puede
ser tomada de la tubería de presión o del desfogue por medio de bombeo, se
hace pasar a unos radiadores que van colocados en la parte exterior del
generador y estos enfrían el aire producido por el giro del rotor.
Chumacera guía
La chumacera guía del generador está colocada en la parte superior del rotor,
siendo su función la de evitar movimientos axiales de la flecha, su lubricación es a
través de aceite y su enfriamiento por medio de un serpentín que por su interior
circula agua.
Cables de potencia y bus de fase aislada
A las terminales del generador se conectan los cables de potencia los cuales
conducen la electricidad hacia los transformadores de potencia, pueden ser
forrados con aislamiento de vinil, con aislamiento de papel impregnado en aceite;
en voltajes mayores de 13.8 KV se usan barras de cobre dentro de ductos
metálicos con soporte de porcelana en su interior o ductos metálicos presurizados
con gas SF6 (hexafluoruro de Azufre).
Sistemas de protección y medición
Es el conjunto de aparatos, equipo, relevadores y conexiones asociadas en una
central generadora o subestación, instalados en un sistema eléctrico para
protegerlos.
1.4 Subestación
Es el conjunto de equipo instalado en un área determinada, cuya función es la de
modificar los parámetros de energía eléctrica, por medio de los transformadores
de potencia, ya sea elevando el voltaje y reduciendo la corriente, para que la
energía pueda ser transportada a grandes distancias con el mínimo de pérdidas,
también pueden ser reductoras o de switcheo encapsuladas o intemperie.
17
Casa de máquinas
Es el lugar donde se albergan los componentes de generación como lo son
generadores, turbina, sala de control, talleres, oficinas y dispositivos de
seguridad.
1.5 Características generales del generador síncrono
El generador síncrono es un dispositivo rotacional que transforma energía
mecánica en energía eléctrica, la energía mecánica de entrada al generador se
hace a través de una flecha que acopla el generador al elemento suministrador de
energía mecánica, conocido como primo motor o turbina. El primo motor o turbina
es un dispositivo compuesto de paletas o alabes que recibe un impulso que hace
que este se mueva rotacionalmente y mueva por consecuencia la parte rotatoria
del generador.
El principio de operación de un generador se basa en la ley de inducción
electromagnética de Faraday, donde la generación de la fuerza magnetomotriz
(FEM) o voltaje, se produce por el movimiento relativo entre conductores y líneas
de campo magnético (flujo magnético). Las líneas d campo magnético se
producen en la parte rotatoria del elemento, conocida como rotor, mediante la
excitación de un circuito alimentado por corriente directa, conocido como
devanado de campo.
Los conductores encargados de cortar estas líneas de campo magnético
producidas por el circuito de campo, se encuentran en la parte fija del generador
conocido como estator o armadura, la cual se conecta al sistema que va a
suministrar la energía eléctrica. Estos conductores forman un devanado trifásico
en donde se genera la FEM de corriente alterna. El devanado de CD (corriente
directa) de la estructura de campo se conecta a una fuente externa a través de
unos anillos deslizantes y escobillas, aunque algunas estructuras del campo no
tienen escobillas son alimentados por rectificadores rotatorios.
18
19
1.6 Características estructurales de los generadores
síncronos
Algunos de los factores que determinan la composición estructural de las
máquinas síncronas son las siguientes:
1.6.1 Forma de excitación
La estructura del campo de una máquina síncrona es generalmente la parte
rotatoria de ésta y está equipada con un devanado de CD para producir el flujo
magnético. Esta excitación de CD puede ser proporcionada por un generador de
CD autoexcitado móntado en la misma flecha que el rotor de la máquina síncrona.
A este generador se le conoce como “excitador”. La CD en el excitador se
alimenta a través de anillos deslizantes y escobillas al devanado de campo de la
máquina síncrona.
En las máquinas síncronas de baja velocidad y MVA nominales altos, como es el
caso de los generadores hidroeléctricos, el excitador no puede ser autoexcitado,
debido a las altas cantidades de corriente requeridas por el circuito de campo
para su excitación y a la condición de que el excitador tiene que operar a la
misma velocidad que el generador, no siendo esta siempre la más adecuada para
la operación del excitador. En estos casos el excitador es activado por un
excitador piloto que puede ser autoexcitado o tener imanes permanentes.
Por otro lado, el mantenimiento de componentes de excitadores de CD
directamente acoplados a la flecha del generador, tales como anillos deslizantes y
las escobillas, requiere que el generador se saque de servicio para su ejecución,
todo esto limita el uso de excitadores de CD directamente acoplados a la flecha.
En generadores de MVA nominales bajos, de alrededor de 100 MVA los tiristores
y diodos de silicón proporcionan una forma alterna de excitación, los cuales no
presentan problemas de excitación para máquinas síncronas grandes.
Existen básicamente dos tipos de excitación de estado sólido que son:
Sistemas estáticos con tiristores o diodos estacionarios en los cuales la
corriente se alimenta al rotor a través de anillos deslizantes.
Sistemas sin escobillas que tiene rectificadores montados en la flecha y
giran con el rotor, obviando así la necesidad de escobillas y anillos deslizantes.
20
1.6.2 Estructura de campo y velocidad de la máquina
La velocidad de la máquina síncrona, también conocida como velocidad síncrona
es constante y está dada por la expresión:
ns = 120f/ p
Donde f es la frecuencia y p el número de polos de la máquina
La estructura del rotor depende de la velocidad de la máquina.
Los generadores hidroeléctricos utilizan rotores de polos saliente debido a que su
velocidad es baja.
Los rotores de polos salientes son más económicos de fabricar que los cilíndricos,
sin embargo, no son adecuados para máquinas de gran velocidad debido a las
grandes fuerzas centrífugas y esfuerzos mecánicos que se desarrollan a
velocidades de 3600 rpm.
1.6.3 Estator
La única diferencia notable entre los estatores de los diferentes tipos de máquinas
síncronas es que, los estatores de las máquinas hidroeléctricas generalmente
tienen un diámetro más grande que el resto de las máquinas. El núcleo del
estator está formado por laminaciones prensadas de alta calidad que tienen
ranuras donde se embobinan los devanados.
1.6.4 Enfriamiento
Los generadores síncronos que se construyen actualmente son de MVA
nominales altos, por lo que se diseñan para conducir corrientes muy altas, del
orden de 10 A/mm2. Por otro lado, la carga magnética del núcleo es tal que en
muchas regiones se alcanza la saturación magnética. Estos dos factores
producen calor que debe ser adecuadamente disipado para el buen
funcionamiento de la máquina.
Existen varias formas de enfriamiento de la máquina que determinan la estructura
física general de la misma. Además del aire, algunos de los enfriadores utilizados
en las máquinas síncronas son el agua, el hidrógeno y el helio.
21
1.6.5 Barras amortiguadoras
Algunas máquinas síncronas se equipan con un conjunto de devanados
adicionales a los mencionados anteriormente. Los devanados adicionales van
montados en el motor a la manera de una jaula de ardilla en los rotores de los
motores de inducción y su función principal es amortiguar oscilaciones
mecánicas indeseables producto de desviaciones de velocidad de la máquina con
respecto a la nominal, durante periodos transitorios .
Cuando la velocidad del rotor es diferente a la velocidad síncrona, se inducen
corrientes en estos devanados y se les conoce como devanados amortiguadores.
22
Capítulo 2
CONCEPTOS GENERALES DE
UNA SUBESTACION
ENCAPSULADA EN GAS
HEXAFLUORURO DE AZUFRE
(SF6)
23
2.1 Características generales
Una subestación aislada en hexafluoruro de azufre (SF6), está constituida
por un conjunto de elementos conductores como son: interruptores,
seccionadores y barras o buses. Estos están colocados en
compartimientos blindados y aislados con gas SF6 formando un conjunto
modular. Estos conjuntos están conectados eléctricamente y separados
herméticamente como se verá posteriormente en el desarrollo de este
trabajo.
2.2 Criterios de aplicación
Las subestaciones aisladas en Gas SF6 se pueden aplicar en cualquier
sistema de alta tensión para servicio interior o intemperie y por su costo
son más comúnmente empleadas en:
Zonas urbanas de poca disponibilidad de espacio
Zonas con un alto costo de terreno
Zonas de alta contaminación
Zonas con restricciones ecológicas
El espacio requerido de una instalación de distribución SF6 es muy
pequeño. El terreno necesario requiere (según la tensión) solo un 10% del
tamaño que podría tener una subestación convencional.
Figura 2.1
24
2.3 Criterios de selección
A) Requerimientos eléctricos
Los arreglos o disposición eléctrica de una subestación pueden ser:
Bus1, bus2 y bus de transferencia
Únicamente bus principal con sus alimentadores
Bus principal y bus de transferencia
Bus 1 y bus 2 con posibilidad de utilizar el bus 2 como de
transferencia
Interruptor y medio
En anillo
Las bahías pueden ser:
Salida de línea de transferencia aérea
Salida de línea de transmisión subterránea
Salida de transformador
Bahía de enlace
Bahía de transferencia
B) Construcción según tensión de operación
En el caso de tensión hasta de 145 KV se utilizan envolventes trifásicos o
monofásicos y para voltajes mayores de 145 KV solo se aplicarán
envolventes monofásicos. En una envolvente trifásica, las tres fases
conductoras están contenidas dentro de un solo envolvente. En una
envolvente monofásica, sólo una fase conductora está contenida dentro de
la envolvente; se recomienda que para una misma instalación no se utilicen
combinaciones de dos tipos para una misma tensión. En la figura 2.2 se
pueden observar las dimensiones entre los equipos según la tensión de
operación y en la figura 2.3, la comparación de un equipo de 115 KV con la
altura de una persona.
25
26
La clasificación dada (DN9 o 8DQ1) es para hacer referencia al equipo y depende
del tipo de fabricante; se clasifican de acuerdo a la corriente nominal.
27
Figura 2.3 Modularidad
28
Figura 2.4 Arquitectura.
29
Figura 2.5 Comparación de un equipo de 115 KV con la altura de
un hombre
30
Figura 2.6 Dimensión de una subestación de 145 KV con
respecto a la altura de una persona.
31
Para la selección de una subestación donde pueda utilizarse encapsulado
trifásico o monofásico, deberán considerarse las ventajas y desventajas
para cada uno de los sistemas; entre los cuales:
1.- Comercialmente la envolvente trifásica es más económica.
2.-La distribución del campo eléctrico de una envolvente monofásica es
calculado con mayor precisión, haciendo que los diseños sean más
seguros, sobretodo en condiciones de sobrecorrientes.
3.- Las pruebas dieléctricas pueden ser utilizadas con mayor precisión en
una envolvente monofásica.
4.- El conductor central de una envolvente monofásica no está sujeto a
esfuerzos dinámicos durante el corto circuito, lo que evita esfuerzos
mecánicos sobre los aislamientos.
5.- En el caso poco probable de una falla interna, las consecuencias son
menos graves en una envolvente monofásica.
6.-La probabilidad de un arco interno de gran intensidad es marcadamente
inferior en la construcción monofásica y por lo mismo la energía a disipar.
La longitud total de arcos múltiples que se producen en una construcción
trifásica es mucho mayor que la longitud de arco único que se genera en
una construcción monofásica. Consecuentemente el voltaje de arco es
notablemente superior en el caso trifásico, así como la energía disipada,
esto en base a la misma falla.
C) Variación de la temperatura ambiente
Salvo características particulares, para el territorio nacional, una
subestación para uso interior deberá operar dentro de un rango de
temperatura de -5°C a +40°C y para una instalación exterior deberá ser de
-25°C a 40°C.
D) Altitud
Para el diseño de la subestación y en particular los aislamientos externos,
se deberán considerar para trabajar de acuerdo a los siguientes rangos de
altura sobre el nivel del mar:
32
Hasta 1000 msnm
Hasta 2000 msnm
Más de 2000 msnm
E) Velocidad del viento
Según el sitio de la instalación, deberá considerarse el empuje causado por
el viento sobre los elementos externos de Km/hr.
F) Coeficiente sísmico
En cuanto a las estructuras, bases, cimentación y acoplamiento con otros
equipos, se deberán considerar los esfuerzos causados por sismos, de
acuerdo al coeficiente sísmico del sitio de la instalación.
G) Limite permisible de elevación de temperatura
Los límites de elevación de temperatura permisible para las partes
conductoras serán en base a una máxima temperatura ambiente de 40°C y
un promedio de 24 horas no mayor de 35°C
Para barras de aluminio o cobre 65°C
Para las conexiones atornilladas o contactos de presión 65°C
Para la envolvente metálica 30°C
H) Terminales de salida
Comúnmente este tipo de subestaciones, tienen sus salidas a través de:
SF6 a cable aéreo (SF6-Aire)
SF6 a cable subterráneo (SF6-cable)
SF6 a boquilla de transformador (SF6-aceite)
En la figura 2.7 se pueden observar los tipos de terminales de salidas, en la
figura 2.8 se tienen más a detalle el caso de línea de transmisión
subterránea.
33
Figura 2.7 Terminales de salida para las subestaciones aisladas
en GAS SF6
34
Figura 2.8 Corte esquemático con sus elementos de una
subestación con envolvente trifásica
1.-Buses
2.- Interruptor
3.- TC
4.- TP
5.- Seccionador cuchillas
6.- Gabinete de mando de cuchillas
7.- Salida de cable a SF6
35
I) Partes conductoras
Todas las partes conductoras y sus interconexiones, deberán estar
diseñadas para trabajar a su corriente nominal en forma continua, sin
exceder los límites permisibles de elevación de temperatura, así como la
corriente de corto circuito y los esfuerzos mecánicos producidos por estos.
Es muy importante que todas las partes conductoras estén perfectamente
terminadas para evitar concentraciones de campo eléctrico en aristas y en
puntas. Los contactos deben garantizar la libre expansión y contracción por
dilatación y soportar vibraciones mecánicas.
J) Envolventes metálicas
Todas las partes conductoras, deberán estar alojadas en el interior de
envolventes metálicas con las siguientes características:
El material deberá ser de aluminio o acero no magnético, libre de
porosidades y con características que reduzcan al mínimo las
pérdidas magnéticas.
El espesor deberá ser suficiente para soportar las presiones
nominales de trabajo, las sobrepresiones causadas por corto circuito,
el vacío para secado y evacuación del gas SF6, así como para evitar
su perforación por arqueo eléctrico.
Deberá contar con juntas de expansión para dilataciones y
contracciones por temperatura y para absorber las vibraciones propias
del equipo y de equipos externos.
Deberá contar con aisladores soporte para las partes conductoras,
estos podrán funcionar como separadores de compartimentos,
(compartimentos estancos) y como soportes con libre paso del gas
(aisladores no- estancos).
Cada compartimento deberá contar con dispositivos de alivio con
deflectores y cubiertas protectoras para seguridad del personal de
operación.
La comunicación del gas entre compartimentos deberá ser interna
para evitar riesgos al utilizar ductos o tubos externos.
Cada compartimento deberá contar con un dispositivo de vigilancia
de la densidad o presión de gas SF6.
36
Deberá asegurarse la conducción eléctrica a través de envolventes
en caso de ser necesario se utilizarán barras conductoras para unir
eléctricamente en forma externa los diferentes compartimentos.
Cada compartimento contará con tomas para llenado y evacuación
del gas, así como la instalación de manómetros portátiles.
Todas las partes metálicas, como lo es la envolvente, gabinetes de
control y gabinetes de mecanismos que puedan estar en contacto con
el personal, deberán estar sólidamente aterrizados.
En el caso de compartimentos donde existan seccionadores o
dispositivos de puesta a tierra, deberán contar con ventanas o mirillas
para su verificación visual de su posición.
K) Dispositivos de bloqueo
El diseño de la subestación deberá tomar en cuenta y proveer la posibilidad
de operaciones erróneas en el equipo de maniobra y la seguridad del
personal en el caso de que esto suceda. Lo anterior requiere que el equipo
considere bloqueo para los siguientes casos:
El cierre de un circuito cuando se tiene conectado un seccionador de
puesta a tierra.
La apertura de un seccionador con corriente de carga.
La operación de un interruptor cuando no se tenga disponible su
capacidad interruptiva completa, ya sea por energía para el movimiento
de sus contactos o para la extinción de arco eléctrico.
El cierre de un seccionador de puesta a tierra en un circuito
energizado.
L) Aislamiento gaseoso
EL gas SF6 constituye el aislamiento principal entre las partes conductoras
y tierra, el aislamiento entre fases para el caso de encapsulado trifásico y el
elemento extintor del arco eléctrico en un interruptor.
La presión nominal de los diferentes compartimentos será determinada por
los fabricantes y será la misma para todos los compartimentos de la
subestación, a excepción de los interruptores, en los cuales por su
capacidad interruptiva, requerirán de una presión superior al resto de la
instalación y también para el caso de boquillas para cable aéreo SF6.
37
Los límites de presión de cada compartimento deberán ser identificables
fácilmente desde el exterior de cada uno.
M) Corriente nominal
La corriente nominal de una subestación Aislada en SF6, está dada como la
corriente que es capaz de conducir a través de sus barras o buses,
seccionadores e interruptores sin que estos presenten deterioro y sin
exceder los valores de elevación de temperatura para las diferentes partes
del equipo.
N) Nivel de corto circuito
Es la máxima intensidad de corriente que el equipo puede soportar, medida
en el instante en que se separan los contactos de los interruptores para
extinguir el arco eléctrico durante un corto circuito, sin que ninguno de los
componentes presente deformaciones o deterioro y sin que excedan los
valores de elevación de temperatura de las diferentes partes de equipo.
38
Capítulo 3
CARACTERÍSTICAS
FISICOQUÍMICAS Y
DIELÉCTRICAS DEL GAS
HEXAFLUORURO DE AZUFRE
(SF6)
39
Características del gas SF6
3.1 Generalidades
El gas hexafluoruro de Azufre es un compuesto químico que tiene la fórmula SF6.
En la figura se muestra la representación espacial de la molécula de hexafluoruro
de azufre en donde el átomo de azufre se encuentra localizado en el centro de un
octaedro regular, con los 6 átomos de flúor colocados simétricamente en cada
una de las seis esquinas o vértices del octaedro. Esto da al SF6 una estabilidad
química alta.
Representación espacial de la molécula del gas SF6
El Hexafluoruro de Azufre se fabrica por electrólisis a partir del azufre y el flúor y
su formación se expresa por la ecuación exotérmica:
S + 3F2 SF6 + 262 K---CAL
40
3.2 Características
El SF6 posee características que lo hacen ser muy codiciado para utilizarlo en la
construcción de equipos eléctricos de alta tensión, entre otras características se
encuentran las siguientes:
Alta resistencia dieléctrica.
Habilidad para extinguir el arco eléctrico.
Excelente estabilidad térmica.
Buena conductividad térmica.
Químicamente inerte.
No tóxico.
No inflamable.
No corrosivo.
No condensable a bajas temperaturas.
Estas características tienen su justificación en las propiedades eléctricas,
térmicas, físicas y químicas del SF6.
3.3 Propiedades
3.3.1 Eléctricas
El gas SF6 es electronegativo (tiende a capturar electrones libres), por lo que
tiene una resistencia dieléctrica más alta que el aire (de 2 a 2.5 veces) como se
aprecia en el gráfico.
3.3.2 Térmicas
Calor específico
El calor específico del SF6 en la relación con la unidad de volumen es 3.7 veces
más grande que la del aire; en razón de su masa específica representa alrededor
de 5 veces la del aire. Esto trae consecuencias muy importantes, debido a la
reducción del calentamiento del equipo eléctrico.
41
Tensión de ruptura dieléctrica entre dos esferas de diámetro 5 cm en función del producto
presión por distancia.
Conductividad térmica
La conductividad térmica del SF6 es inferior a la del aire, como se observa
en la tabla contigua
42
.
Comparación de la conductividad térmica del SF6 y otros gases.
Pero su coeficiente global de transferencia de calor, tomando en cuenta en
particular la convección, es excelente, parecida a la de los gases como el
hidrógeno y el helio, y es más grande que la del aire como se puede
comparar en el siguiente gráfico:
43
En esta figura se observa la curva de conductividad térmica del SF6 contra
la temperatura, haciendo sobresalir las cualidades excepcionales de este
gas para extinguir el arco eléctrico por el enfriamiento térmico.
El pico de la curva de conductividad térmica corresponde a la temperatura
de disociación del SF6 (2100 °K a 2500°K) que se acompaña, a lo largo de
la reformación de la molécula en la periferia del arco de una importante
absorción de calor, favoreciendo el cambio rápido de calor de un medio
caliente a uno frío.
3.3.3 Físicas
Este aislante se comporta en estado gaseoso a temperatura y presión
ambiente (20°C y 760 mmHg) y tiene una densidad de 6.139 Kg/m3
(alrededor de 5 veces más denso que el aire). Su masa molecular es de
146.06.
Puesto que su temperatura crítica es de 45.6°C, puede ser licuado por
compresión a temperatura ambiente. La curva de presión de vapor
saturado, se presenta en la figura siguiente:
44
El hexafluoruro de azufre en estado de pureza es un gas inerte, sin color,
sin olor, no es inflamable ni tampoco venenoso como ya se dijo.
3.3.4 Químicas
El SF6 es químicamente estable hasta los 150°C, condición bajo la cual no
reacciona con metales, plásticos u otros materiales, normalmente utilizados
en la construcción de interruptores. A temperaturas mayores de 150°C, el
agua (humedad) o ciertos metales, como el acero al silicio, descomponen
el SF6.
El hexafluoruro de azufre es anticorrosivo a cualquier metal a temperatura
ambiente. Combinadas las propiedades eléctricas, físicas y térmicas del
gas SF6 ofrecen muchas ventajas cuando es utilizado en equipo eléctrico.
Estas ventajas son:
Seguridad.
Reducción del tamaño.
45
Reducción del peso.
Diseño óptimo.
Operación confiable.
Operación silenciosa.
Instalación fácil
Mantenimiento mínimo.
3.4 Aplicaciones
Debido a que el gas SF6 posee excelentes características dieléctricas, gran
estabilidad térmica, buena habilidad para extinguir el arco eléctrico, siendo
un compuesto inerte y estable químicamente, etc. Tiene diversas
aplicaciones como un aislante gaseoso en los siguientes equipos:
Interruptores de alta tensión.
Buses de fase aislada.
Subestaciones encapsuladas.
Cables de potencia especiales.
Transformadores de instrumento.
Transformadores de potencia.
Apartarrayos
Para su aplicación en los equipos eléctricos de alta tensión, el gas SF6
nuevo debe cumplir con ciertas características especificadas en las normas
IEC 376-71 y ASTM D-2472-71 mostradas en la siguiente tabla:
IEC* (Comisión Electrotécnica Internacional).
ASTM* (Asociación Americana de Ensayo de Materiales).
46
Para poder verificar los valores límite de las características dadas en la
tabla es necesario realizar un muestreo que nos permita a través de los
métodos y equipos de prueba recomendados por las normas ya citadas,
comprobarlos para su aceptación o rechazo.
3.5 Control de la calidad del gas SF6
La calidad del gas puede ser probada utilizando medidas físicas y químicas
establecidas por las normas.
Estas mediciones generalmente requieren muestreo e instrumentación de
laboratorio que son capaces de garantizar una alta precisión en la
47
medición. Sin embargo, es posible llevar a cabo algunas pruebas de
calidad en el gas nuevo y en el gas que se encuentra en operación,
utilizando equipos simples que pueden ser usados en el campo.
3.6 Identificación
Métodos de la norma IEC (Comisión Electrotécnica Internacional).
Espectro infrarrojo.
Método rápido.
En caso de duda acerca de la naturaleza del gas SF6, verter lentamente
una pequeña cantidad en el interior de un recipiente. Siendo el gas SF6
más pesado que el aire; llene el recipiente y arroje en su interior un papel
encendido, si el gas que es SF6, la llama se extingue y una nube de humo
permanece sobre la superficie.
3.7 Resistencia dieléctrica
La resistencia dieléctrica puede ser medida utilizando una celda equipada
con una distancia disruptiva que es alimentada por un generador de alta
tensión.
Las curvas de la tensión disruptiva de SF6, de CO2 y del aire, relacionadas
con la presión se muestran en la figura siguiente:
48
Tensión de ruptura del SF6 aire y dióxido de carbono en función de la presión.
3.8 Contenido del aire
La curva de la figura anexa muestra que solo una cantidad considerable de
aire mezclada con SF6 afecta la rigidez dieléctrica de éste. Por lo que es
muy importante efectuarle al gas SF6 un tratamiento anterior al llenado
cuando se pone en servicio.
49
Capacidad para extinguir el arco SF6 vs el Aire.
Para verificar el contenido de aire en el gas SF6 se pueden llevar a cabo
los siguientes procedimientos de control:
Métodos de la norma IEC.
Medición de la susceptibilidad paramagnética del oxígeno.
Medición de la resistencia dieléctrica del gas.
Análisis cromatográfico del gas.
50
El más utilizado es el análisis cromatográfico de gases, que es una
herramienta muy útil para controlar algunas características del SF6 durante
su aceptación y en servicio.
3.9 Contenido de humedad
Es medida utilizando un higrómetro, que nos indica el punto de rocío del
vapor de agua, contenido en el SF6 a la presión atmosférica, las unidades
de medición pueden estar en partes por millón en volumen (ppmv) o en
partes por millón en peso (ppmw).
1 ppmw de humedad en SF6 = 8.15 ppmv de humedad en SF6
Es fácil usar un higrómetro, como por ejemplo el electrolítico puesto que
puede realizarse aún con el equipo en servicio. Sin embargo hay un
consumo considerable de gas (1dm3/minuto durante 15 o 20 minutos) que
ocasiona disminución en la presión y esta puede ser perceptible en los
instrumentos de control del equipo bajo prueba.
La humedad contenida en el gas, cuando es adquirido, debe ser 15 ppmw.
La medición debe ser llevada a cabo sobre una muestra líquida y esto
requiere un equipo especial.
Si la medición es realizada sobre una muestra gaseosa, el contenido debe
ser de 50 ppmv.
La humedad contenida en el gas SF6 dentro de un equipo depende de la
efectividad del tratamiento que ha precedido al llenado con SF6. Además,
de que está relacionada a la temperatura del material en el momento en
que se mide.
El contenido de agua en el gas tiene un efecto riesgoso sólo en niveles
altos, puesto que la condensación puede ocurrir a baja temperatura.
51
Capítulo 4
CONSTRUCCIÓN MODULAR DE
LA SUBESTACIÓN
ENCAPSULADA DE LA
CENTRAL TEMASCAL
52
Construcción Modular
4.1 Fundamentos de la construcción modular
La mayor parte de las subestaciones encapsuladas en gas SF6, han sido
concebidas siguiendo un diseño de tipo modular; esto quiere decir que
todos los equipos primarios convencionales que conocemos tales como:
interruptores, cuchillas seccionadoras, cuchillas de puesta a tierra,
transformadores de potencial, transformadores de corriente, elementos de
interconexión y otros, están construidos en módulos normalizados por cada
fabricante.
4.2 Ventajas
La razón de esta construcción modular tiene algunas ventajas como las
siguientes:
a) Reducción de espacios.- Debido a las dimensiones reducidas de
casi todos los elementos que constituyen una subestación de este tipo, se
tienen ahorros considerables en el espacio y volumen que ocupan, lo cual
representa una necesidad cada vez mayor, sobretodo en instalaciones de
tipo urbano, en términos generales se ocupa de un 8% a un 10% del
espacio necesario para una instalación convencional.
b) Facilidad de montaje.- Los módulos son acoplados de manera tal
que se facilita el montaje de la subestación, independientemente del diseño
de esta. Posteriormente puede ampliarse o reducirse el número de
módulos sin ningún problema; esto representa también un considerable
ahorro en tiempo durante la instalación (ver figura 5.4 al final del capítulo).
c) Cada fase queda aislada.- Las envolventes metálicas de los módulos
monofásicos correspondientes aíslan perfectamente a cada polo mediante
la atmósfera de gas SF6, constituyendo la barrera resistente a la presión de
diseño.
d) Se reducen puntos calientes.- La unión de los conductores se
efectúa por contactos de acoplamiento, deslizantes axiales o conductores
53
flexibles. Debido a que estas uniones no se encuentran expuestas a las
condiciones del medio ambiente, prácticamente no existen puntos calientes
originados por sulfatación de las conexiones.
e) Flexibilidad de diseño.- Se puede diseñar cualquier tipo de
subestación en forma relativamente fácil, con la posibilidad de construir
instalaciones interiores incluso para tensiones elevadas.
f) Compartimientos Estancos.- Lo cual asegura la calidad de gas SF6,
ya que sólo se ve afectado el gas de compartimiento donde se presenta
arqueo eléctrico. Del mismo modo, al presentarse una fuga de gas SF6,
ésta es fácilmente localizable debido al seccionamiento existente en cada
módulo, y a la supervisión de sus secciones en forma particular.(en la
figura 5.5 al final del capítulo se aprecia como se integran las diferentes
secciones de una bahía).
g) Aislamiento independiente de las influencias del medio ambiente.-
Este es un factor determinante en lugares donde existe alta contaminación;
la calidad del aislamiento se mide en función de las condiciones del gas,
siendo más fácil su control.
h) Requiere poco mantenimiento.- Las inspecciones y trabajo de
mantenimiento convencionales pueden prácticamente prescindir debido a
la larga vida útil de los equipos, requiriendo supervisiones más sencillas y
fáciles de controlar, esta condición también se refleja en el aspecto
económico traduciéndose en costos más bajos de operación.
i) Muy alta disponibilidad del equipo.- Debido a sus características, se
asegura un servicio prácticamente sin fallas, representando una
continuidad en el servicio muy cercana al 100%.
4.3 Arreglos físicos
En una subestación aislada en SF6, se pueden tener los mismos arreglos
de equipo primario que en una subestación convencional, dependiendo de
las necesidades de la red. Los más conocidos son los siguientes:
a. Bus sencillo seccionado (figura 4.1)
b. Bus principal y bus auxiliar (figura 4.2)
54
c. Bus doble con interruptor de amarre (figura 4.3)
d. Arreglo de interruptor y medio (figura 4.4)
e. Arreglo de bus en anillo (figura 4.5)
55
Figura 4.1 Subestación de 170 KV con bus sencillo seccionado y
salidas.
56
Figura 4.2 Subestación aislada en SF6 con bus principal y bus
auxiliar.
57
Figura 4.3 Subestación aislada en SF6 con bus doble y amarre.
58
Figura 4.4 Subestación aislada en SF6 con arreglo de interruptor
y medio.
59
Figura 4.5 Arreglo de bus en anillo.
Cada arreglo tiene sus ventajas y desventajas y el criterio de selección
para determinar el más adecuado depende entre otras cosas de las
condiciones operativas que se requieran.
60
4.4 Características de los diferentes módulos
4.4.1 Interruptor
Principio de operación
Este equipo, uno de los más importantes componentes de las S.E. aislada
en SF6, está construido en un módulo independiente diseñado
generalmente con una cámara de extinción en gas SF6, monopolar, de una
sola presión, pudiendo ser también del tipo multicámara.
La cámara de extinción suele ser la misma o muy similar a las usadas en
los interruptores convencionales tipo intemperie. Para el proceso de
extinción del arco eléctrico utilizan el principio de autosoplado: durante la
interrupción en el proceso de apertura, un pistón en cada cámara comprime
al gas hasta la presión requerida para extinguir el arco que se forma entre
los contactos mientras estos se alejan.
Secuencia en una operación de apertura.
A. En posición de cerrado, la corriente normal fluye entre los contactos
de corriente de carga.
B. Durante el movimiento de apertura, el gas comienza a comprimirse
en el cilindro. Los contactos de la corriente de carga están ajustados con
parte de los dedos y a la corriente se conmuta en los contactos de arqueo.
C. Posteriormente, al separarse los contactos de arqueo se establece
un soplo de gas SF6 en la tobera. El doble soplo sobre el arco lleva fuera
los gases ionizados y la abertura se recupera a pleno esfuerzo eléctrico en
un tiempo extremadamente corto después que el arco se ha extinguido.
D. En la posición de abierto queda totalmente interrumpida la corriente
de carga.
Los productos de arqueo de la descomposición del gas SF6 que se originan
así como la humedad que pudiera estar presente, son recogidos en un filtro
de absorción.
Accionamiento
La operación mecánica de los interruptores deberá considerar alguna forma
de energía almacenada para su accionamiento, deberá contar también con
61
los elementos necesarios para operar en forma independiente y en caso de
ser tráfico, cada fase deberá tener su mecanismo independiente. Con esto
se puede tener operación monopolar (cierre).
Los mecanismos de operación podrán ser:
Neumáticos.
Hidráulicos.
De resorte cargado.
Combinación ( hidráulico-resorte y Oleoneumático).
Y deben tener la energía requerida almacenada para efectuar por lo menos
un ciclo de apertura-cierre-apertura.
El mecanismo deberá poder operarse a control remoto y local teniendo
además apertura por emergencia (siempre que se tengan valores de
presión dentro de los rangos recomendados por el fabricante).
Resorte
El accionamiento a base de resorte de un interruptor de potencia contiene
los siguientes elementos:
Fuente de energía, a través de motor eléctrico en sistema reductor de
velocidad formado por corona y tornillo sin fin.
Acumulador de energía a base de resortes.
Dos mecanismos, uno de cierre y otro de apertura, que retienen la energía
proporcionada por los resortes automáticamente y la liberan a voluntad,
bien por control local manual, o bien a distancia, eléctricamente mediante
electroimanes.
Elemento amortiguador, hidráulico generalmente que después de las
maniobras del interruptor absorbe la energía sobrante, producto de la
inercia de los resortes.
Elemento de protección y control mecánico que impiden maniobras falsas,
tales como maniobra de cierre durante el periodo de tensado de los
resortes de mando, límites de carrera de tensado de los resortes, inversión
de giro de la manivela cuando se desea tensar el resorte manualmente.
También cuenta con elementos que automáticamente obligan de nuevo al
tensado del resorte (por motor) inmediatamente después del cierre del
62
interruptor, dejando el mando dispuesto en pocos segundos para realizar
una maniobra de cierre.
Elementos de señalización ópticos de las posiciones del interruptor y los
resortes.
eumático
Las partes principales de un sistema de accionamiento neumático son las
siguientes:
Fuente de energía formada por un motor-compresor.
Depósito de almacenamiento de aire comprimido.
Conjunto principal de accionamiento: válvula de accionamiento, válvula de
conexión, válvulas de desconexión, émbolo de accionamiento, etc.
Electroimanes de conexión y desconexión
Elementos de control y protección para la operación integral del
interruptor.
Elementos para señalización de posición del interruptor.
A continuación se describen las maniobras principales de un accionamiento
neumático. Véase figura 4.6
Maniobra de conexión
La orden de conexión de transmite eléctricamente a la bobina de conexión
de la válvula de accionamiento (19). En dicha válvula de accionamiento de
conexión, el impulso eléctrico se transforma en una orden neumática, la
cual se lleva por medio de una unión por tubo corto directamente hasta el
accionamiento (16). De esta forma el émbolo (20) del accionamiento se
desplaza desde la posición de desconexión hacia la posición de conexión y
el interruptor queda cerrado.
Durante el recorrido del émbolo y en el lado opuesto del mismo, el espacio
existente queda vacio de aire, por medio de la válvula de desconexión (21).
Simultáneamente el dispositivo de contactos auxiliares se acciona de forma
directa y mecánica por el émbolo de accionamiento (20) y se sitúa
señalizando la posición mediante la varilla en la posición de conectado a
través del movimiento de los contactos de dicho dispositivo de contactos
auxiliares se interrumpen los circuitos eléctricos del accionamiento de
63
conexión, también la válvula de accionamiento de conexión se cierra y de
esta forma apoya y refuerza la maniobra mediante acoplamiento
neumático.
Inmediatamente después del cierre de la válvula de accionamiento de
conexión, el aire de accionamiento restante que permanece en el cilindro
de accionamiento se evacua mediante la válvula de descarga que existe en
la válvula de accionamiento de conexión.
Figura 4.6 Accionamiento neumático.
Maniobra de desconexión
La orden de desconexión se da de forma eléctrica a la bobina de
desconexión de la válvula de accionamiento (22). En dicha válvula de
accionamiento de desconexión, el impulso eléctrico se transforma en una
orden neumática que se transmite a la válvula de amplificación (23).Dicha
válvula de amplificación se abre y se descarga la presión en el espacio de
accionamiento de la válvula de desconexión (21), de tal forma, que el
émbolo de la válvula de desconexión se desplaza hacia abajo y
64
simultáneamente cierra la salida de evacuación. A través de la válvula de
desconexión (21) abierta, el aire comprimido que se encuentra en el
calderín llega de forma simultánea al accionamiento (16) de las columnas,
así como al accionamiento de la válvula de evacuación (24). El émbolo (20)
del accionamiento se mueve desde la posición de conexión hacia la
posición de desconexión y el interruptor queda desconectado.
Durante el recorrido del pistón y en el lado opuesto del mismo, el espacio
existente queda vacío del aire por medio de la válvula de evacuación (24)
de sección amplia. Simultáneamente el dispositivo de contactos auxiliares
cambia su posición por medio de la varilla que se utiliza para la
señalización de posición, la cual es accionada de forma directa y mecánica.
Al modificarse la posición de los contactos del dispositivo de contactos
auxiliares se interrumpe eléctricamente el circuito del accionamiento de
desconexión, provocando el cierre de la válvula del accionamiento de
desconexión.
Mediante el acoplamiento de retorno se comanda la válvula de
amplificación (23) de forma rápida. La válvula de descarga de la válvula de
desconexión (21) evacúa el aire del espacio situado por encima del pistón
de accionamiento, así mismo actúa el mando para la válvula de evacuación
(24).
Hidráulico
Un sistema de accionamiento hidráulico consta de los siguientes
elementos:
Cilindro de doble efecto diferencial (2) en el cual el lado de menor
superficie está de manera permanente en comunicación con el
acumulador de energía (1).
Fuente de energía compuesta por grupo moto-bomba hidráulica (4).
Acumulador de energía (1).
Válvula principal de conmutación (3) para control de la posición del
interruptor.
Conjunto de electroimanes de cierre y disparo y1, y2, y3.
Recipiente en aceite (5).
Sistema de control y protección (6) del accionamiento hidráulico, así
como para la integridad misma del interruptor.
Señalizadores ópticos de la posición del interruptor.
65
A continuación se presenta un circuito básico del accionamiento hidráulico.
Figura 4.7 Circuito básico accionamiento hidráulico.
Funcionamiento
Del acumulador hidráulico (1) parte una tubería de aceite sometida
permanentemente a presión, que conduce al cilindro de accionamiento (2).
En el lado de desconexión del émbolo (2) existe siempre presión y en el
lado de conexión también se establece una presión conmutando la válvula
principal (3); la fuerza ejercida para la conexión resulta de la diferencia
entre las superficies sometidas a presión. La superficie del lado
desconexión es menor que la del lado conexión, siendo la diferencia entre
ambas igual a la sección del vástago del émbolo por tal razón, el interruptor
está siempre dispuesto para abrir. Poco antes de alcanzar cada posición
final se amortigua, por vía hidráulica, el movimiento de maniobra. Estos
sistemas se proveen mediante válvulas esféricas auxiliares, de mando y
principal, para asegurarse que mediante el movimiento de maniobra ocurra
cualquier interrupción o discontinuidad de las operaciones de conexión y
desconexión.
66
4.4.1.1 Diseño
Dependiendo del voltaje nominal y corriente de corco-circuito cada polo
puede tener más de un contacto principal por lo que se tienen:
Interruptores de potencia de una cámara.
Interruptores de potencia multicámaras.
En los interruptores multicámaras por cada contacto principal lleva un
capacitor en paralelo, esto para asegurar una mejor distribución del voltaje
cuando se presenta una apertura del interruptor, sea por falla o maniobra.
Para el caso de los interruptores multicámara, todos los contactos
principales en el mismo compartimiento están mecánicamente
interconectados, por esta razón operan simultáneamente.
Para inspección y revisión interna de cada polo del interruptor se pueden
desacoplar de los compartimientos anexos.
El compartimiento lleno con gas SF6 de cada polo del interruptor esta
separado por una barrera aislante de las otras partes de la instalación con
la finalidad de que los residuos del gas SF6, producto de la extinción del
arco, no contaminen el resto de las secciones estancas.
Un densímetro para cada polo supervisa continuamente que el gas SF6
opere dentro de sus valores nominales de no ser así mandará alarma de
baja presión de gas y de continuar se realiza el bloqueo a la operación del
interruptor.
En redes de alto voltaje, el recierre de líneas en vacio (sin carga) causa
sobre-voltajes transitorios que pueden ser limitados a un nivel permisible
usando resistencias de preinserción.
4.4.1.2 Montaje
Dependiendo de las necesidades en la subestación aislada en SF6, el
montaje del interruptor puede estar:
A. En posición horizontal.
B. En posición vertical.
67
Figura 4.8 Esquema de interruptor.
68
Normas
A continuación se mencionan las más importantes a las que debe apegarse
el interruptor.
Norma CEI56.-Interruptores de potencia para corriente alterna de alta
tensión.
Norma CEI267.- Guía para la comprobación de interruptores de potencia
con maniobras en discordancia de polos.
Norma CEI427.- Informe sobre pruebas sintéticas de interruptores de
potencia para corriente alterna de alta tensión.
Norma CEI517.- Subestaciones encapsuladas aisladas en gas para
tensiones superiores a 72.5KV.
DIN57670 y VDEO670 Partes 101 a 108.
CEI (Comisión Electrotécnica Internacional). DIN su traducción al español es Instituto Alemán de Normalización. VDE su traducción al español es Asociación Alemana de Electrotécnicos.
4.4.1.3 Accesorios
Los accesorios que puede tener un interruptor de potencia en una S.E.
aislada en gas SF6 son los siguientes:
Contador de operaciones.
Indicador de posición.
Switch de mando.
Switch de contactos auxiliares..
Selector de operación local-remoto.
Densímetro de presión de gas SF6.
Botón de apertura de emergencia.
Manómetro de (aceite/aire) del mecanismo.
Indicador de posición del resorte de accionamiento c/alarma.
Manómetro o Switch de presión para alarma y bloqueo.
Moto-compresor/moto-bomba/motor de resorte accionamiento.
Válvula de alivio de gas SF6.
Válvula de alivio de aire.
69
4.4.1.4 Control
A continuación se incluyen algunos diagramas eléctricos de un interruptor
de potencia en una S.E. aislada en gas SF6 en las figuras 4.9, 4.10, 4.11 y
4.12 para ilustrar brevemente sus características. En ellos aparecen
algunos arreglos como son:
Antibombeo al disparo 1.
Antibombeo al cierre.
Antibombeo al disparo 2.
Disparo 1
Disparo 2
Recierre.
Bloqueo 1 por b.p. gas SF6
Bloqueo 1 por b.p. aire.
Bloqueo al cierre por b.p. aire.
Bloqueo al recierre por b.p. aire
Bloqueo al cierre por posición de cuchillas.
Discrepancia de polos.
Bloqueo 2 por b.p. gas SF6
Bloqueo 2 por b.p. aire
Alarmas: vigilancia de gas SF6
Control discrepancia de polos.
Bloqueo b-p- gas SF6.
Bloqueo b.p. aire
Bloqueo al cierre b.p. aire/falla cuchillas.
Falla abastecimiento aire comprimido.
70
Figura 4.9 Diagrama eléctrico simplificado de un interruptor
estándar.
71
Figura 4.10 Diagrama eléctrico de funciones principales.
72
Figura 4.11 Diagrama eléctrico de funciones principales (parte
2).
73
Figura 4.12 Diagrama eléctrico de funciones principales (parte
3).
74
4.4.2 Cuchillas desconectadoras
Las cuchillas desconectadoras se pueden emplear como cuchillas de bus,
de línea o de transferencia.
Deben contar con mecanismo de operación eléctrica con mando tripolar o
monopolar a través de un motor de c.d., o con un mando de mecanismo
hidráulico. Deben tener la opción e operación manual y tener indicador de
posición, contactos auxiliares y mirillas de verificación de posición. Deberán
cumplir con las características nominales de operación del resto del equipo.
Estas cuchillas son aisladas y existen dos diseños en cuanto a su montaje:
1) El primero es en posición alineada (ver figura 4.13).
2) Y el otro es en posición angular (a 90°, ver figura 4.14).
Y pueden ser instaladas en las diferentes carcasas existentes de acuerdo a
la aplicación. Cada contacto fijo de la cuchilla aislante es un componente
del módulo adyacente.
La aplicación de este tipo de cuchillas es para mantenimiento y en
consecuencia son generalmente de apertura sin carga y debido a que su
operación es eléctrica, tienen la posibilidad de disponer de diversos
bloqueos según sea requerido para cada servicio en particular.
Las cuchillas consisten de 3 polos individuales, las cuales están instaladas
en armazones separados. El conector de corriente interno de la carcaza (2)
se sostiene por medio de un aislador cónico de resina (3). Este aislador
está fijo al armazón externo (1) a través de un anillo soporte (4) o a la
cubierta de la carcaza del accionamiento. La cuchilla está protegida por un
aislamiento (5).
El contacto móvil (6) se encuentra dentro de la carcaza (2). Este contacto
es accionado por el vástago roscado (7). A su vez, este se acciona por una
flecha aislada (8) que sale a través de una boquilla con doble empaque tipo
anillo hermética al gas. En las cuchillas desconectadoras aisladas, la barra
de mando acciona el vástago roscado en línea directa mientras que en el
caso de cuchillas angulares, las acciona en ángulo recto a través de un
arreglo de engranes.
75
Tienen contactos anulares (11) para asegurar una buena conducción de
corriente entre el conductor de corriente (2) la barra del contacto (6) y la
barra de conexión (9). El motor de accionamiento (m1) junto con el bloque
del mecanismo cuentan con un indicador de posición (10), contactos
auxiliares (12) y tuerca hexagonal (13) para accionamiento manual.
En la figura 4.15 se muestra un polo de cuchilla alineada visto de corte, y
en la figura 4.16 se muestra también un corte de un polo de cuchilla
angular
REFERENCIA
1.- Armazón externo. 2.- Conector de corriente interno. 3.- Aislador cónico de resina. 4.- Anillo de soporte. 5.- Aislante. 6.- Contacto móvil. 7.- Vástago roscado. 8.- Flecha aislada. 9.- Barra de conexión.
10.- Indicador de posición. 11.- Contactos anulares. 12.- Contactos auxiliares. 13.- Tuerca hexagonal.
76
Figura 4.13 Cuchillas seccionadoras alineadas (arreglo tripolar).
77
Figura 4.14 Cuchillas seccionadoras en posición angular (arreglo
tripolar).
78
Figura 4.15 Corte de un polo de cuchilla en posición alineada.
79
Figura 4.16 Corte de un polo de cuchilla en posición angular
80
4.4.3 Cuchillas de puesta a tierra
Básicamente las cuchillas de puesta a tierra deberán cumplir con las
mismas características de las cuchillas desconectadoras en cuanto a sus
elementos y accesorios. La función de las cuchillas de puesta a tierra es
principalmente de seguridad al poder efectuar trabajos de mantenimiento
en las partes conductoras de la subestación previamente desenergizada.
Las cuchillas de puesta a tierra están diseñadas de tal modo que puedan
aplicarse a todos los distintos módulos.
El montaje de las cuchillas puede ser en forma alineada o en forma angular
dependiendo de las necesidades. De acuerdo a su velocidad de operación
existen dos tipos de cuchillas de puesta a tierra:
Rápidas.
Lentas.
Las cuchillas lentas de puesta a tierra (figura 4.17), son de operación
tripolar y cuentan con un mecanismo para almacenar energía dinámica y
esto se logra por medio de resortes o de un servomotor.
Este tipo de cuchillas tienen a si mismo la capacidad de cortocircuito de la
subestación.
81
Figura 4.17 Cuchilla lenta de puesta a tierra.
82
Las cuchillas de puesta a tierra rápidas (figura 4.18) son operadas
eléctricamente en forma tripolar o monopolar por medio de un mecanismo
normal activado por un motor, pudiendo operarse también en forma manual
por polo.
Estas cuchillas deben tener la capacidad para conducir corriente de
cortocircuito en la posición de cerrado.
Los dos tipos de cuchillas de puesta a tierra deben contar con contactos
auxiliares para el arreglo con bloqueos con el resto de las cuchillas y el
interruptor.
83
Figura 4.18 Cuchilla rápida de puesta a tierra.
84
4.4.4 Transformador de corriente
Los transformadores de corriente utilizados en las S.E. encapsuladas son
torones dispuestos alrededor y en exterior de las cápsulas.
La barra en el interior de la virola representa el primario del transformador,
el secundario está constituido por los enrollados insertados en una resina
epóxica.
Como se sabe las virolas son recorridas por la corriente inducida de la
barra, que, por una parte, es igual a 0.8 veces el valor primario y por otra,
en sentido inverso de la corriente primaria. En este caso, la información
recibida por los torones no es, por lo tanto la imagen de la In.
Es por este motivo que es necesario anular la circulación de corriente
inducida en este segmento de virola.
Un solo extremo de esta virola está aislado y las corrientes inducidas son
desviadas por los shunts que contornan los enrollados por el exterior.
Las características técnicas requeridas se adaptan al tipo de instalación,
según las necesidades.
En la figura 4.19 y 4.20 se aprecian las partes principales de un
transformador de corriente
85
Figura 4.19 Partes de un transformador de corriente 1.
86
Figura 4.20 Partes de un transformador de corriente 2.
87
4.4.5 Transformador de potencial
Los transformadores de potencial (T.P.’s) son de tipo capacitivo y de tipo
inductivo.
Los de tipo inductivo son monopolares y pueden ser montados
verticalmente u horizontalmente dependiendo de las necesidades. Vienen
dentro de una envolvente sellada con gas SF6. En la figura 4.21 se aprecia
la envolvente (1) cubierta con una tapa (2); esta también soporta la parte
activa del T.P.
Los devanados secundarios (4) y primarios (5) están arrollados sobre un
núcleo laminado (3), el T.P. está en un compartimiento separado por medio
de un aislador cónico de resina (7).
El anillo de soporte (8) es atornillado alrededor de la extensión (16).
Tiene un válvula de no retorno para conexión de llenado del gas (9). El
compartimiento de gas del T.P. está acoplado con el compartimiento de la
S.E. a través de una tubería de conexión.
Tiene un disco de ruptura (10) que opera cuando se presenta alta presión
de fas SF6 en caso de falla. Los gases serían guiados hacia donde no
afecte al personal por medio de un tubo deflector (11).
La conexión de alta tensión del T.P. del devanado primario se hace a
través del poste aislado por medio de una boquilla. En esta boquilla se
acopla al pieza de conexión (13) la cual conecta con el conductor interno
de la bahía.
Las terminales de los devanados secundarios se llevan a través de una
placa boquilla hermética a la caja de conexiones (12).
88
Figura 4.21 Arreglo en posición suspendida de un transformador
de potencial.
89
4.4.6 Apartarrayos
Se pueden instalar apartarrayos convencionales en el remate de las líneas
de transmisión a la subestación encapsulada, o pueden estos formar parte
de los módulos blindados de la misma, dependiendo del diseño y
necesidades de operación de la instalación, para asegurar la protección de
sobrevoltaje requerida.
Se prefieren los apartarrayos de óxido de metal por su alta capacidad de
absorción de energía cuando se presentan sobretensiones por maniobra o
descarga atmosférica.
En la figura 4.22 se muestra un corte transversal de un apartarrayos de
este tipo. La parte activa está formada por resistencias en serie formadas
en columnas; un cilindro con capacitor graduado circunda las resistencias y
asegura un voltaje de distribución uniforme sobre las columnas. La parte
activa es montada concéntricamente en la envolvente metálica y aislada en
una atmósfera de gas SF6.
90
Figura 4.22 Parte activa y compartimiento de un apartarrayos
aislado en gas SF6 de 525 KV.
91
4.4.7 Gabinetes de control
Cada bahía de la subestación aislada en gas SF6, deberá contar con un
gabinete de control local frente a su módulo respectivo con un ancho no
mayor a este. Debe estar sellado, con calefacción y tener su puerta frontal,
además de las siguientes características:
a) Control de todos los equipos primarios (interruptor, cuchillas
seccionadoras y cuchillas de puesta a tierra).
b) Señalización de posición de cada equipo primario.
c) Cuadro de alarmas con lámparas indicadoras de densidad de gas,
sistema hidráulico, neumático, falla de cuchillas, etc.
d) Centralizador de los cables de control de la bahía.
e) Representación mímica del diagrama unifilar de la bahía.
f) Control y protección de equipos auxiliares (bombas, compresores,
motores de cuchillas, etc.).
g) Contadores, relés de tiempo, etc., montados en bases sobre riel.
h) Alumbrado interior.
i) Barra conectadora a tierra.
j) Entrada de multicables con malla contra la influencia de alta
frecuencia.
k) Selector de posición local/remoto.
l) Llave de desbloqueo para mantenimiento.
4.4.8 Boquillas
En las subestaciones encapsuladas en gas SF6 se utilizan boquillas
aisladas a la salida de las bahías. Estas pueden instalarse en posición
vertical, horizontal o inclinada, dependiendo de las necesidades de la
instalación. Las boquillas más usuales son del tipo SF6-Aire, SF6-Cable y
SF6-Aceite. En la figura 4.23 podemos apreciar un corte de una boquilla
SF6-Aire.
El conductor (10) está dentro de un recinto de alta presión de gas SF6 (5)
separado por una cámara de presión aislante (1), del recinto de baja
presión de SF6 (6). A través de la válvula (7) se puede controlar la baja
presión de SF6 y por la válvula (8), la alta presión del gas. El aislador de
separación (9) se acopla al compartimiento lado subestación aislada en
SF6. La brida (4) sirve para unir la parte metálica con el aislamiento exterior
92
de porcelana; la cubierta (12) colocada en la parte inferior de la boquilla
solo se ocupa en el transporte para proteger el aislador de separación (9) y
durante el montaje se retira.
93
Figura 4.23 Boquilla SF6-Aire.
94
En la figura 4.24 se tiene un montaje horizontal de una boquilla SF6-Aceite;
como se aprecia, el lado de la subestación (1), la coquilla está presurizada
con gas SF6 por el lado exterior de esta.
Por la parte interior cubre a la parte activa (2) con capas graduadas (3) y
estas están cubiertas por una cámara de aceite (4). En caso de una
sobrepresión del aceite tiene un diafragma de expansión (5) en la parte
superior.
Del lado derecho de la brida (6) está acoplada la boquilla al transformador
(7) a través de un ducto.
Por la parte inferior tiene un tap de prueba capacitiva (8), un manómetro (9)
para el aceite y en los extremos tiene pantallas de esfuerzo (10).
Por último, en la figura 4.25 se ve un corte transversal de una boquilla tipo
SF6-Cable.
95
Figura 4.24 Boquilla SF6-Aceite.
96
Figura 4.25 Boquilla SF6-Cable.
97
4.4.9 Barras
Con respecto a las barras colectoras o buses, estas pueden seguir, como
ya se ha visto, cualquier arreglo de una subestación de tipo convencional
con las ventajas que se mencionan al principio de este capítulo.
Dentro de las características más relevantes, se observa que esta parte de
la subestación aislada, al quedar sellada y aislada del resto de los
componentes mediante las secciones estancas correspondientes
prácticamente no presenta incidencias de fallas, ya que su mayor parte
está constituida por secciones tubulares acopladas entre sí, sin partes
móviles ni expuestas a arqueos con potencial (a excepción de aquellas
secciones conectadas a cuchillas) lo cual segura una alta confiabilidad y
una protección casi perfecta contra la contaminación ambiental y otros
factores externos.
Un ejemplo de esta condición es la alta resistencia a la corrosión que
presenta el encapsulado con aleación de aluminio, resultando una gran
ventaja en la durabilidad de las superficies de sellado, el soporte es
suministrado por aisladores del tipo de disco fabricados con resinas
epoxicas.Estos aisladores, además de soportar la barra colectora que pasa
por sus centros, sirven como tapas para sellar entre sí los tramos
modulares de barras, procurando la imposibilidad de contaminación entre
los módulos particulares asó como la no propagación de una falla interna a
lo largo de las barras, confinando los daños al modulo fallado. En forma
adicional, los aisladores proporcionan el soporte mecánico necesario para
resistir los esfuerzos electromagnéticos que se llegasen a presentar en
caso de cortocircuito.
Con objeto de integrar la subestación, los diversos módulos se
ligan mediante los buses con elementos de interconexión
generalmente deslizables y bridas tipo fuella, que no solo
permiten las expansiones de barras y cubiertas, sino que
absorben las pequeñas desalineaciones debidas al montaje, a la
vez que forman el sello requerido para evitar fugas de gas.
Existen también tirantes que absorben los esfuerzos de pandeo que se
producen al evacuar los compartimientos de gas.
En la figura 4.26 se puede apreciar una vista seccionada de un bus.
98
Figura 4.26 Vista seccionada de un bus.
99
a. Ducto de Conexión Recto
b. Conexión a 90
c. Conexión de 120 a 180
d. Conexión de Cuatro Vías
e. Conexión “T” con brida para cuchillas de puesta a tierra
Figura 4.27 Componentes modulares de una subestación
encapsulada en SF6
100
Figura 4.28 División de compartimiento con gas SF6 en una
bahía.
101
Figura 4.29 Bahía de una línea de transmisión.
102
Figura 4.30 Bahía de un transformador.
103
Figura 4.31 Extinción del arco en el interruptor de potencia:
Principio de interrupción.
104
Capítulo 5
TIPOS DE MANTENIMIENTO
105
Tipos de mantenimiento
5.1 Clasificación de los mantenimientos
Mantenimiento es el conjunto de actividades tendientes a conservar y/o
restituir en el equipo o instalación sus condiciones óptimas de operación.
106
5.1.2 Mantenimiento menor programado preventivo
Es el que de acuerdo a sus horas de servicio, indicaciones de manuales de
mantenimiento, experiencia, observaciones mediante inspecciones o por
diagnóstico, se requiere dar al equipo o instalación, pero requiriendo
libranza del equipo.
No implica el desarmado y la sustitución de partes de la unidad,
aprovechándose a dar mantenimiento al equipo complementario que lo
requiera.
5.1.3 Mantenimiento mayor programado o preventivo
Es el que se realiza bajo las mismas indicaciones que en el Mantenimiento
Menor, pero que sí requiere del desarmado y/o sustitución y(o
rehabilitación de partes de la Unidad, incluyendo el mantenimiento General
a todo el equipo involucrado con la operación de la Unidad.
5.1.4 Mantenimiento correctivo no programado por falla
Es cuando se presenta una irregularidad en las condiciones normales de
operación de la Unidad o causan disminución súbita de su Potencia.
5.1.5 Mantenimiento por emergencia
Se efectúa tiempo después de que se presenta una alteración en el
comportamiento operativo del equipo o instalación y que aún cuando pueda
mantenerse en la línea la Unidad con su capacidad nominal o ligeramente
menor denota un riesgo cuya causa debe ser corregida.
Con el objeto de llevar un control específico en el mantenimiento de las
Centrales Hidroeléctricas, se ha subdividido dicho mantenimiento, de
acuerdo a las condiciones que se requieren en:
-Mantenimiento de rutina
-Mantenimiento menor
-Mantenimiento mayor
107
5.1.5.1 Mantenimiento de rutina o rutinario
Es aquel que se efectúa diariamente, se controla mediante la elaboración
de hojas de ruta llamadas ordenes de trabajo, la cual es abierta por los
Jefes de Departamentos correspondientes como son eléctricos, mecánicos,
protecciones y de control, mismos que consisten principalmente de la
revisión de los equipos que se encuentran en operación, así como las
diferentes anomalías que se encuentran en la operación de su jornada.
Esta orden de trabajo es generada en las mañanas por la superintendencia
auxiliar de cada departamento donde éste se encarga de entregársela al
técnico superior para la realización de dicha actividad, por lo regular las
ordenes de trabajo se notifican y se les da cierre Técnico los días viernes
con el original y tres copias las que sirven para:
Anotar los problemas que se presenten.
La solución más conveniente que se le dio y observaciones que
pudiera hacer la ejecución de trabajo.
Los materiales y refacciones que fueran necesarios para el control
del almacén.
Este control tiene por objeto tener una información real de la historia de
cada uno de los equipos instalados a los que se haya ejecutado una
reparación importante. Además en la central deberá permanecer una libreta
en dónde se anoten los trabajos diarios de mantenimiento.
Las copias que se mencionan, las controlan, una el almacenista o
bodeguero para comprobar los materiales necesarios, otra el trabajador
que realiza el trabajo y una tercera que envía el trabajador a la persona que
ordenó, dando fe de haber ejecutado el trabajo para que después de
supervisado, sea asentado en el original que servirá posteriormente para
hacer el reporte mensual.
5.1.5.2 Mantenimiento menor
Es programado anualmente y de acuerdo con las necesidades que la
central y que el sistema requiere. Este mantenimiento programado es
muchas veces diferido por las circunstancias; pero siempre debe ser
efectuado.
108
Su calendario se hace en formas de inspección, en donde se anota el tipo
de mantenimiento de que se trata y la semana del año en que está
programado.
El mantenimiento menor deberá efectuarse de acuerdo al calendario anual
que se formulará por anticipado cada año y en donde las actividades se
indiquen mediante barras, de tal manera que el personal interprete el
mismo.
Este tipo de mantenimiento debe hacerse preferentemente a todo equipo
que se tiene por duplicado y en general a todo equipo e instalaciones que
no están incluidas en el mantenimiento mayor. En su programación se
debe incluir la seguridad de tener todos los materiales y refacciones en el
almacén.
El control de estos trabajos se hace también por medio de otra forma de
trabajo, la cual sirve posteriormente para vaciar la información en el
historial del equipo.
5.1.5.3 Mantenimiento mayor
Este mantenimiento es programado anualmente de acuerdo con CENACE
(Centro Nacional de Control de Energía) y es aquel en el que la
disponibilidad de las unidades es afectada en un 100%.
Su programación se hace basándose en las recomendaciones y
especificaciones de los fabricantes, así como, la experiencia obtenida en la
operación del equipo, implicando desmontaje de piezas principales.
Con otra forma de trabajo la cual se llena en la central y es enviada a las
oficinas regionales y esta forma será tomada por el Superintendente de la
Central como tipo y en ella indicará el trabajo a efectuar de acuerdo a sus
necesidades. Debe tomar también un color diferente para cada unidad con
el objeto de distinguirlas perfectamente. Lo importante de esta forma es
que se actualiza siempre, a fin de sacar experiencias sobre la duración de
cada actividad, previendo con mayor exactitud, la duración de los
mantenimientos futuros. Debe recordarse que se cuenta con el programa
de ruta Crítica en tiempo compartido que es otra herramienta valiosa para
el control de estos mantenimientos.
109
Estos trabajos deben ser controlados, además, es necesario estar seguro
de tener todos los materiales y refacciones que deban usar en el almacén.
En vista de los grandes gastos que se erogan por materiales, persona
extra, etc., estos mantenimientos requieren una autorización de trabajo que
es tramitada por oficinas regionales, que al mismo tiempo tomará nota para
un presupuesto anual.
5.2 Guía de mantenimiento
Este documento se elaboró en 1976 por el personal de las regiones de
generación hidroeléctrica, aprovechando la experiencia de la gente
involucrada en el proceso; misma que en aquel tiempo contaba con
centrales grandes y mantenidas con el personal que se había reclutado de
la construcción en aquellos años.
La experiencia capitalizada es la que aparece en este documento; pero las
nuevas técnicas de mantenimiento vienen incrementando el conocimiento
de la planeación, ejecución y control de los trabajos para mantener en
óptimas condiciones a nuestras instalaciones.
Las bases de datos y la nueva tecnología computarizada permiten ejecutar
programas tendientes a mejorar nuestros procedimientos; pero la esencia
de conservación de nuestras instalaciones sigue siendo la misma. Realizar
los trabajos con calidad y oportunidad, debe ser nuestra meta.
Actualmente debido a la crisis de energía, se requiere optimizar las
actividades del mantenimiento, contando con las refacciones, materiales y
recurso humano oportunamente.
Aprovechar los tiempos de licencia otorgados por el CENACE con el objeto
de contribuir a la generación de energía eléctrica para cubrir la demanda.
El mantenimiento es nuestra actividad sustantiva, el cual debe ser
sintomático y no sistemático, por lo que debemos ser analíticos, mediante
las herramientas del diagnóstico para hacer el mantenimiento eficiente,
eficaz y con un costo razonable competitivo.
110
5.3 Problemas que afectan el mantenimiento
Falta de control del comportamiento de unidades.
Mantenimiento sistemático.
Falta de información sobre el comportamiento histórico.
Falta de análisis de fallas.
Análisis deficiente sobre decrementos de unidades.
No identificación de la causa raíz de las problemáticas.
No aplicación oportuna de contramedidas.
Ocupación del tiempo en muchos triviales y pocos vitales.
Falta de controles indicadores de la efectividad de los mantenimientos.
5.4 Aplicación efectiva del mantenimiento
Es difícil precisar un criterio general para la programación de los
mantenimientos mayores, sobre todo, tratándose de unidades de gran
potencia cuya permanencia fuera de servicio por algunos días u horas,
compromete al sistema para asegurar el suministro de energía, en especial
a la hora de la demanda máxima.
En sistemas interconectados, donde es factible tener libranzas a plantas de
pequeña o mediana potencia, es muy posible hacer revisiones rápidas, que
con las herramientas adecuadas, permitan reparar lo que se encuentre
defectuoso, también en un tiempo breve.
Desafortunadamente, esto no es posible en unidades de gran potencia,
donde las dificultades para obtener una licencia son muy grandes y las
pérdidas por sacarlas de servicio son fuertes. Debe pensarse también lo
voluminoso de las piezas, lo que hace más difícil, delicado y tardado su
manejo, mayor cuidado en sus ajustes y con mecanismos más
complicados.
Por tal motivo, en estas plantas, es necesario llevar una serie de controles
y pruebas de comportamiento así como inspecciones, que nos den una
idea del estado general de la unidad y ya con bases suficientes elaborar el
diagnóstico que nos lleve a corregir las causas y los defectos, justificando
así la libranza para el mantenimiento mayor, la cual deberá efectuarse en el
tiempo óptimo y con el mínimo de recursos.
111
5.5 Las pruebas que se sugieren son las siguientes:
Holguras en chumaceras y zonas de desgaste de las turbinas.
Pruebas de rendimiento.
Balances térmicos en enfriadores de aire en generadores y
enfriadores de aceite en chumaceras.
Pruebas de rodado.
Cabeceo de la flecha.
Gráficas de carga contra apertura de servomotor.
Observación, graficación y tendencias del registro de temperaturas
de chumaceras para las mismas condiciones de flujo, temperatura de
agua en enfriamiento y carga.
Calibración y verificación de los instrumentos.
Pruebas de comportamiento del regulador de velocidad.
Registro de la posición del rotor.
Fugas con unidad parada.
Vibraciones y ruidos.
Número de paros por unidad al año.
Análisis de aceite lubricante de chumaceras y regulación.
Fugas y tiempo de apertura y cierre de la válvula principal.
Pruebas del aislamiento de la chumacera superior y de carga para
evitar corrientes circulantes.
Verticalidad y nivelación del grupo.
Determinación de puntos críticos en operación.
Medición de espesores en tuberías By-Pass u otras.
Análisis dinámico del conjunto turbina-generador.
Contando con libranzas más o menos pequeñas, medir desgastes
en chumaceras, estado de alabes o de cangilones, anillos de
desgaste, claros entre paletas directrices, tuberías de aereación,
estoperos, etc.
Reuniendo los datos anteriores, se puede elaborar el programa de
mantenimiento, mismo que debe incluir las actividades
correspondientes al aspecto eléctrico y civil, y que deben de ser
atacadas por haberse determinado bajo el mismo principio antes
expuesto.
No está por demás hacer hincapié en que deba hacerse un
recuento previo de la herramienta que se tenga que usar, materiales y
equipos, haciéndose pruebas preliminares de la grúa, revisión de
eslingas, estrobos, equipos de maniobra, etc.
112
La pintura final deberá hacerse, para evitar el mal aspecto que da
una instalación con la pintura deteriorada y las manchas propias de
los trabajos de mantenimiento.
Las pruebas posteriores al mantenimiento y la revisión y ajuste de sus
protecciones, son trabajos que conviene efectuar para garantizar y evaluar
las ventajas logradas.
La experiencia sobre este tipo de unidades y las recomendaciones del
fabricante, serán además la mejor base para programar un mantenimiento
a fin de dar prioridades y fragmentar el periodo de mantenimiento, en caso
de que las condiciones del sistema así lo requieran y esto sea factible.
La frecuencia de las inspecciones, será producto de la experiencia, de las
condiciones de operación de las unidades, de la calidad del material, de la
calidad del agua, etc.
Debemos evitar en lo posible los tiempos prolongados de unidades fuera
de servicio y tomar en cuenta las condiciones críticas en cuanto a
capacidad contra demanda. No encontramos justificable tampoco la
permanencia en servicio de una unidad en condiciones de peligro
inminente.
Todo lo anterior tiene por objeto, asegurar la producción de nuestras
plantas, obteniendo resultados económicos favorables.
5.6 Mantenimiento por diagnóstico
Desde hace varios años se ha venido intentando establecer algún
procedimiento que nos permita conocer de una forma rápida, el estado de
las unidades que se tienen en operación en las diferentes centrales de
CFE, es decir, se intenta establecer algún documento donde se pueda de
una pasada a simple vista, conocer como se encuentra la unidad de
referencia. En las diferentes Subgerencias de Generación Hidroeléctrica,
se han elaborado varios tipos de formatos con este fin pero, resulta que en el momento de analizarlos, nos encontramos con la infinidad de datos
dispersos, y difícilmente podemos determinar el tipo de mantenimiento que
deba dársele al equipo.
113
El objetivo principal de la implantación de este método, es el de poder
determinar en cualquier momento, si las unidades requieren de un
mantenimiento, ya sea mayor o menor, así mismo, se puede prever con
anticipación las diferentes fallas en cada parte del equipo, pudiéndose
atender a tiempo, por lo que se considera que la forma de referencia, será
parte del diagnóstico de mantenimiento.
114
Capítulo 6
OPERACIÓN PRUEBAS Y
MANTENIMIENTO DE LA
SUBESTACIÓN ENCAPSULADA
EN GAS SF6
115
6.1 Definiciones
Mantenimiento preventivo.- Son todas aquellas actividades a realizar, para
mantener en condiciones óptimas de operación de un equipo, sin
necesidad de que se presenten fallas u operaciones incorrectas.
Mantenimiento correctivo.- Actividades que se realizan a causa de una falla
de los equipos ya sea por mala calidad de sus componentes o por
desgaste de los mismos.
Mantenimiento predictivo.- Es la que se realiza cuando se hace un análisis
bien a detalle tanto de los resultados de pruebas y trabajos de
mantenimiento preventivo así como de las fallas o mantenimientos
correctivos, para llevarnos a la planeación correcta de actividades y
revisiones realmente necesarias logrando un máximo tiempo de operación
de los equipos.
6.2 Criterios para el mantenimiento
En general, las subestaciones aisladas en SF6 están diseñadas y
construidas para que los trabajos de mantenimiento sean mínimos. Esto se
debe más que todo a que no dependen de influencias externas como lo son
la contaminación, la humedad y las condiciones del medio ambiente.
Para poder elaborar un programa de mantenimiento adecuado para los
diferentes tipos y marcas de equipos aislados en SF6, podemos dividir los
mantenimientos en siete grupos:
1) Trabajos de vigilancia y supervisión de parámetros de
operación.
Consisten en tomar lecturas periódicamente de los parámetros básicos de
operación de los equipos tales como:
Presiones de SF6 de los compartimentos.
Presiones del sistema de accionamiento de los interruptores (presión
de aire, presión de aceite hidráulico, condiciones de carga de
resortes, etc.)
Lecturas de operación de los interruptores.
Tiempo de operación de motobombas y compresores de aire.
116
Detección de alarmas operadas.
Niveles de aceite de sistemas hidráulicos o aceite lubricante de
compresores.
Purga de condensados en tanques de almacenamiento de aire
comprimido.
Operación de resistencias calefactoras de gabinetes de mecanismos
de interruptores y seccionadores.
Estos trabajos deberán realizarse cuando menos una vez al mes y
serán de gran utilidad para detectar oportunamente fallas que
eventualmente pudieran presentarse.
2) Mantenimiento a mecanismo de operación de interruptores.
Se deberá llevar a cabo lo establecido en criterios de mantenimiento para
mecanismos de interruptores convencionales y tomando en cuenta las
fallas que se presentan de acuerdo al tipo y marca del mecanismo.
Mecanismo hidráulico
Revisión de ajustes de presiones de arranque y paro de
motobomba, alarma de baja presión, presiones de bloqueo al cierre y
disparo, presión de nitrógeno de acumuladores.
Purga del sistema hidráulico.
Tiempos de carga del sistema hidráulico.
Revisión de fugas de aceite, relleno y según sea el caso cambio o
filtrado.
117
Figura 6.1 Accionamiento electrohidráulico.
118
Figura 6.2 Curva característica de precarga de nitrógeno de
acumuladores hidráulicos.
119
Mecanismo neumático.
Lubricación.
Revisión y sustitución de bandas.
Revisión de sistema de secado.
Lecturas de presiones de arranque y paro, alarma, bloqueos al cierre
y disparo.
Tiempo en carga del sistema neumático.
Detección de fuga de aire.
Mecanismo de resorte.
Lubricación.
Revisión de amortiguadores de impacto.
3) Mantenimiento a mecanismo de seccionadores.
Todos los mecanismos de seccionadores consisten básicamente en un
motor que mueve una transmisión para cerrar y abrir contactos principales
y un conjunto de contactos auxiliares (véase figura 6.3 a 6.6). Su
mantenimiento consiste en la lubricación y verificación de su operación
eléctrica y su periodicidad será también dado de acuerdo a lo establecido
para mecanismos de seccionadores o cuchillas desconectadoras
convencionales.
120
Figura 6.3 Mecanismo de accionamiento de un seccionador
angular donde se aprecia su mecanismo, contactos principales y
contactos auxiliares.
121
Figura 6.4 Mecanismo de seccionador lineal.
122
4) Medición de presiones del SF6 en compartimientos y detección de
fugas de SF6.
Se recomienda que cuando menos una vez al año se tomen lecturas de
presión a todos los compartimientos utilizando un manómetro de precisión
(comparando con la temperatura), lo cual nos dará una idea de las
presiones reales y poder efectuar comparaciones para determinar las
pérdidas del SF6 así como también la posible falla de los densímetros.
Algunos fabricantes consideran como normal una pérdida del 1% del SF6
por compartimiento y un 2% de toda la instalación anualmente.
123
Figura 6.5 Comparación de temperatura y presión delgas SF6 en
el interruptor (se usa para determinar si se llevan a cabo trabajos
de detección de fugaz).
124
Figura 6.6 Comparación de temperatura y presión del gas SF6
en la instalación (se usa para determinar si se llevan a cabo
trabajos de detección de fugaz).
125
5) Medición de humedad en el SF6.
De acuerdo a la experiencia que se tiene con el manejo del SF6 el
contenido de humedad presente es considerado como el parámetro más
importante para determinar las condiciones del mismo. Deberá
establecerse cuando menos una vez al año la lectura de humedad presente
en todos los compartimientos y así evaluar sus condiciones.
6) Limpieza de aislamientos externos.
Normalmente se tendrán aislamientos externos tales como boquillas aire
SF6 las cuales como cualquier aislamiento exterior estarán expuestas a
contaminación y requerirá el establecimiento de periodos para su limpieza
que serán dados de acuerdo a las condiciones particulares de cada
instalación.
7) Mantenimiento y pruebas a las partes sujetas a desgaste por
deslizamiento y arqueo eléctrico (contactos de interruptores y
seccionadores).
Estos son dados de acuerdo al número de operaciones de los equipos y
para el caso de los interruptores estarán basados en la corriente de corto
circuito que se tenga calculado para cada instalación.
6.3 Manejo del gas SF6.
Para la ejecución de los trabajos de mantenimiento de las subestaciones
en SF6, en los cuales se requiera de movimiento del gas debemos contar
con los equipos básicos diseñados para este fin.
Manómetro patrón o de precisión para lecturas correctas de las
presiones de gas.
Gráficas de comportamiento de la presión del SF6 afectadas por la
temperatura.
Vacuómetro o medidor de vacío.
Termómetro.
Equipo para manejo del SF6.
126
Los equipos para manejo del gas SF6 más comúnmente utilizados son:
Carretilla de servicio para relleno de SF6 que consiste en una carretilla
para traslado de los cilindros de gas con un regulador de presión y su
manguera para conectarse a los compartimientos. Este equipo es utilizado
únicamente para relleno de gas ya que no cuenta con ningún dispositivo de
extracción ni de almacenamiento. Este quipo es sólo auxiliar para los
trabajos de relleno de gas y en ningún momento es suficiente para los
trabajos de mantenimiento que se pudieran realizar en el interior de los
compartimientos. Véase figura 6.7.
127
Figura 6.7 Carro de servicio.
128
Carro de servicio para evacuación, rellenos filtrado y almacenamiento
de gas, el cual cuenta con un compresor para relleno de los
compartimientos, una bomba de vacio para evacuación y secado, un
recipiente para almacenamiento, medidores de presión y vacío, y
dispositivos para filtrado y regeneración del gas. Este equipo es de gran
utilidad y absolutamente necesario para cualquier trabajo de
mantenimiento. Existen también equipos similares al descrito pero con
compresores de mayor presión lo cual nos permite llegar a licuar el gas y
así almacenar mayores cantidades de SF6. Véase figura 6.8.
129
Figura 6.8 Diagrama de operación carro de servicio para manejo
del gas SF6.
130
6.4 Medidas de seguridad
Prevención de asfixia:
Normalmente las subestación aisladas en SF6 se encuentran alojadas en el
interior de edificios cerrados los cuales deberán contar con equipos de
detección de SF6 en el ambiente y un sistema de extracción – ventilación
para casos de fugas considerables de gas.
Durante los trabajos que se realizan dentro de los compartimientos, como
es el caso de cambio de contactos de interruptores, deberá mantenerse
una ventilación adecuada durante todo el proceso de trabajo y deberá
medirse la concentración de oxígeno mediante instrumentos adecuados.
Productos de descomposición:
El gas SF6 es un gas no tóxico en sus condiciones normales, pero bajo la
presencia de arco eléctrico, como es el caso de los interruptores, pueden
existir productos de descomposición peligrosos para el personal del
mantenimiento. Los productos de descomposición se presentan como
polvo blanco y olor desagradable, por lo cual es primordial el uso de equipo
de protección personal como los es guantes de hule, mascarilla de
seguridad, lentes y ropa adecuada, los cuales también requerirán de un
cuidado especial una vez utilizados.
Peligro de descargas eléctricas por campos externos:
Particularmente en las subestaciones de mayor voltaje, deberá tenerse
cuidado con los campos eléctricos externos provocados por la cercanía de
líneas aéreas de transmisión o boquillas de alta tensión. Es importante
observar que los equipos aislados en SF6 cuentan con un número mayor
de seccionadores de puesta a tierra que una subestación convencional,
esto es debido a que por las distancias extremadamente reducidas entre
los contactos de seccionadores normales podremos tener suficiente
aislamiento para el voltaje de servicio, no siendo así para voltajes
inducidos, por lo cual al realizar cualquier trabajo de mantenimiento deberá
verificarse que las partes activas en las cuales se tendrá contacto se
encuentren debidamente aterrizadas a ambos lados del punto de trabajo.
131
Limpieza de áreas de trabajo:
La limpieza es un punto esencial para los mantenimientos efectuados a los
equipos en SF6, por lo cual se tendrá un estricto control de la misma
durante el proceso de actividades a realizar. Toda el área de trabajo deberá
estar libre de polvo y deberá evitarse la entrada a personal ajeno al trabajo
y el manejo de herramientas deberá ser exclusivo para el desarrollo del
mantenimiento. Es muy importante que durante los trabajos y aún en
condiciones de operación normal, el personal deberá abstenerse de fumar,
debido a que además de producir polvo muy fino como lo es la ceniza, con
la presencia del SF6 pueden ser aspirados productos de descomposición al
paso de la flama del cigarro, con el consecuente riesgo de intoxicación.
6.5 Red de Tierras
La función principal de la red de tierras en una subestación encapsulada en
SF6 no difiere en relación a su función en una subestación convencional, la
cual consiste principalmente en proteger al personal de operación contra
riesgos de descargas eléctricas y daños que esto pudiera provocar a los
equipos además de protegerlo contra interferencia electromagnética.
Básicamente la red de tierras está formada por una malla de cable
conductor que se comporta como electrodo conectado a la tierra, la cual
está diseñada en base a resistividad del terreno y la elevación máxima de
elevación de potencial permitida y cuya función es la de proporcionar una
trayectoria de baja impedancia para las corrientes de falla a tierra.
Debido al espacio reducido que ocupa una subestación aislada en SF6 con
respecto a una subestación convencional, repercute directamente en el
diseño de la red de tierras, la cual para alcanzar el valor de resistencia de
conexión a tierras similares, se tiene que tener una malla de mayor
densidad.
La tensión transitoria en las envolventes es provocada por la corriente de
alta frecuencia y no por la corriente a frecuencia de servicio. Esta corriente
de alta frecuencia principalmente por descargas atmosféricas, operación de
apartarrayos, fallas de fase a tierra y en los elementos de desconexión
durante las maniobras. Las elevaciones de tensión son provocadas debido
a la alta reactancia en las conexiones de tierra convencionales, por lo cual
todas las conexiones a tierra de los equipos deber ser lo más cortas
posibles y evitando dobleces.
132
Las tensiones transitorias en las envolventes provocan interferencia por
acoplamiento electromagnético con los circuitos de protecciones y de
comunicaciones, por lo cual en todas las subestaciones aisladas en SF6 es
necesario el blindaje en el cableado de estos circuitos.
Las tensiones transitorias en las envolventes se presentan también debido
a puntos no continuos entre los equipos, por ejemplo en las terminales SF6
– Aire, SF6 – Cable, SF6- Aceite de transformador y sobre todo en los
transformadores de corriente instalados en las envolventes. Cabe
mencionar, que para evitar que las corrientes que circulan por las
envolventes afecten la medición de los transformadores de corriente, se
deben instalar aislamientos para evitar la conducción de corriente por las
envolventes donde se encuentran montados.
Se requiere que se efectúen mediciones de resistencia de conexión a tierra
por lo menos a intervalos de cinco años y además la revisión y reapriete de
conexiones de los equipos a tierra. En el caso de que se requiera mejorar
la resistencia de conexión a tierra de la subestación, nos podríamos auxiliar
mediante el empleo de varillas de tierra ya que no sería posible la
modificación de la malla existente.
6.6 Pruebas
El objetivo de las diversas pruebas aplicadas a la subestación en SF6
tienen como finalidad la comprobación del cumplimiento de los requisitos,
para cada uno de los componentes y en su conjunto.
La clasificación de las pruebas conforme a la norma IEC 517 es:
Pruebas de prototipo.
Pruebas de rutina.
Pruebas de aceptación.
Pruebas de puesta en servicio.
Pruebas de prototipo.
Son aquellas pruebas que se efectúan de acuerdo a una Norma y/o
especificación del cliente, que tienen por finalidad verificar el cumplimiento
del equipo con los parámetros de diseño de la subestación.
133
Las pruebas de prototipo de acuerdo a la Norma IEC 517
Pruebas dieléctricas como las de potencial aplicado, impulso de
rayo, impulso de maniobra, de descargas parciales, etc.
Pruebas de temperatura y medición de resistencia eléctrica
Pruebas de cortocircuito
Pruebas de la capacidad interruptiva a los elementos de
desconexión (interruptores)
Pruebas de resistencia mecánica a las envolventes
Pruebas para verificar la protección del personal contra el contacto
con partes vivas en movimiento
Verificación del alambrado eléctrico
Pruebas de rutina.
Son aquellas pruebas que se efectúan por el fabricante a cada componente
o muestra representativa de la subestación y que tienen la finalidad de
verificar la calidad durante su fabricación.
Pruebas de potencial aplicado al circuito principal
Pruebas de potencial aplicado a los circuitos auxiliares de control
Medición de resistencia eléctrica al circuito principal
Pruebas de presión a envolventes
Pruebas de fuga de gas
Pruebas de operaciones mecánicas
Pruebas a los dispositivos auxiliares eléctricos, neumáticos e
hidráulicos
Pruebas de aceptación.
Son aquellas pruebas que se efectúan de acuerdo a una norma y/o
especificación del cliente y que tiene por finalidad verificar la calidad de las
componentes terminadas de la subestación, ante la presencia de un
representante del cliente.
Las pruebas de aceptación son realizadas de acuerdo a la Especificación
CFE VY200-40
134
Pruebas de puesta en servicio.
Son aquellas pruebas que se establecen en una Norma y/o especificación
del cliente y que tienen por finalidad verificar que no se hayan alterado las
características de las componentes de la subestación durante el transporte,
almacenamiento, ensamblado e instalación del equipo, para garantizar su
correcta operación en servicio.
Se han de cumplir las siguientes condiciones para iniciar las pruebas de
puesta en servicio:
La instalación debe estar completamente montada.
Los cables auxiliares y de mando han de encontrarse conectados.
Los aparatos de maniobra tienen que disponer de todas las tensiones
auxiliares y de mando.
Estas condiciones son con el objeto de realizar las siguientes pruebas:
Pruebas al gas SF6
Pruebas de vigilancia del gas SF6
Pruebas de estanqueidad del SF6
Pruebas de las calefacciones
Interruptor de potencia
Mando eléctrico
Cuchillas seccionadoras y de puesta a tierra
Transformador de instrumentos de corriente
Mando eléctrico de la instalación
Pruebas en la parte primaria de la instalación
Importante.- se debe proteger el circuito principal contra la conexión.
6.7 Precauciones durante las pruebas
Durante las pruebas en sitio a este tipo de subestaciones se debe tomar el
mayor número de precauciones posibles como:
Seguridad para equipos de la subestación y adyacentes
o Desconectar transformadores de potencia
135
o Desconectar TP’s y TC’s en algunos casos
o Desconectar y aterrizar líneas aéreas de transmisión y cables
de potencia
Seguridad para el personal
o Circular el área de prueba en una superficie lo mayor posible
o Retirarse lo más posible de la subestación y del equipo de
pruebas etc.
Estas recomendaciones se hacen debido a las altas tensiones que se
manejan y a los campos eléctricos que se presentan.
136
CONCLUSIONES
La finalidad del presente trabajo es que el lector pueda tener nuevos
conocimiento acerca de lo que es una subestación encapsulada, su
funcionamiento, su mantenimiento, sus principales partes y todos los
aspectos que la envuelven.
Gracias a la elaboración y desarrollo del presente, he podido adquirir
conocimientos de un tema que me era desconocido y que se ha manejado
muy poco desde que se implemento el reemplazo, en ciertas centrales
generadoras, de subestaciones convencionales por subestaciones
encapsuladas en gas SF6.
Después de desarrollar el trabajo he llegado a la siguiente conclusión: Es
necesario conocer y estar pendiente de los diversos tipos de
mantenimientos que requiere tanto una central generadora como en éste
caso una subestación encapsulada en SF6, debido a que se puede alargar
la vida útil del equipo sabiendo implementar correctamente los
seguimientos al equipo como son la observación, checar desgaste, reportar
cualquier tipo de irregularidad y de esta manera llevar a cabo un
mantenimiento menor y así poder evitar que se generen mayores gastos o
incluso el paro operacional del equipo para la realización de un
mantenimiento mayor (entendiendo que en determinados casos por fallas
impredecibles o sucesos fuera del alcance se realizará un mantenimiento
mayor).
137
Bibliografía
GEC ALSTHOM 1996 - Gas insulated substation B95-220 KV
Training courses by DAFEP
CFE Centro de capacitación Celaya - Subestaciones aisladas en gas SF6
Subdirección de generación
CFE Centro de capacitación Celaya - Operación y mantenimiento de
subestaciones de potencia
Subdirección de producción
ABB - Instructivo de S.E. aislada en gas SF6 (GIS) ABB
CFE Centro de Capacitación Celaya – Manual de mantenimiento y
operación de S.E.’s blindadas y aisladas en gas SF6 A.T.T. NE.
Subdirección de generación.
138
Referencias bibliográficas
http://es.wikipedia.org/wiki/Generador_s%C3%ADncrono
http://www.windpower.org/ES/tour/wtrb/syncgen.htm
http://www.areva-td.com