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SUPERVISIÓN DE PROYECTOS DE CONSTRUCCIÓN DE LA OBRA ELECTROMECÁNICA DE SUBESTACIONES

ELÉCTRICAS DE POTENCIA

MÓDULO 1

CONSTRUCCIÓN DE LA OBRA ELECTROMECÁNICA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE POTENCIA

UNIDAD 3

MONTAJES SUBSECUENTES

UNIDAD 3Objetivo

Introducción

Contenido:3.1 Montaje de compensador estático de potencia reactiva (Vars)

3.1.1 Definición

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3.1.2 Componentes principales de un compensador estático de potencia reactiva

3.2.4.1 Traslado del equipo menor al sitio de montaje

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3.2 Montaje de equipo menor 3.2.1 Definición de equipo menor 3.2.2 Clasificación3.2.3 Documentos que aplican3.2.4 Proceso de montaje

3.2.5 Pruebas preoperativas3.3 Montaje de tableros de protección, control y medición

3.3.1 Definición de tablero de protección, control y medición 3.3.2 Clasificación3.3.3 Identificación de tableros3.3.4 Documentos que aplican3.3.5 Proceso de montaje

3.2.4.2 Montaje

3.3.5.1 Traslado de equipo al área de montaje3.3.5.2 Proceso de montaje

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MONTAJES SUBSECUENTES

Conclusión

Fuentes de consulta

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3.4 Montaje de sistema de control supervisorio

3.4.1 Definición de sistema de control supervisorio 3.4.2 Clasificación de los equipos de control supervisorio3.4.3 Diagrama de interconexión subestación-CENACE 3.4.4 Documentos que aplican3.4.5 Proceso de montaje

3.4.5.1 Traslado de equipo al área de montaje3.4.5.2 Actividades de montaje

3.5 Montaje de sistema de telecomunicaciones

3.5.1 Definición de sistema de telecomunicaciones3.5.2 Documentos que aplican3.5.3 Proceso de montaje

3.5.5.1 Traslado del equipo de comunicación al sitio de montaje3.5.5.2 Actividades de montaje

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Objetivo

Al término de la unidad tres, el participante podrá distin-guir los procesos de montaje de equipo electromecánico (compensador estático, equipo menor, tableros de protec-ción, control y medición, sistema de control supervisorio y sistema de telecomunicaciones) en subestaciones eléc-tricas de potencia, desde la verificación de traslado, clasi-ficación, definición e identificación hasta las actividades y pruebas que se realizan durante su montaje.

Introducion

En la unidad tres se describirá el proceso de montaje que se realiza para el compensador estático, equipo menor, tableros de protección, control y medición, sistema de control supervisorio y sistema de telecomunicaciones, los procesos de montaje de equipo electromecánico en sub-estaciones eléctricas de potencia, desde la verificación de traslado, clasificación, definición, identificación hasta las actividades y pruebas que se realizan en los montajes del compensador estático, equipo menor, tableros. De acuer-do con el diseño de la subestación y las distancias de las líneas, se podrán montar los equipos que a continuación se enuncian en esta unidad. Previo a la realización de prue-bas de puesta en servicio se deberán tener liberados to-dos los equipos y tableros con sus respectivas pruebas preoperativas y verificaciones.

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CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA

3.1 MONTAJE DE COMPENSADOR ESTÁTICO DE POTENCIA REACTIVA (VARS)

3.1.1 Definición Se refiere a un dispositivo estático cuya función básica es evaluar el beneficio en el control de voltaje, minimizar las pérdidas de transmisión de potencia activa y mejorar los parámetros que influyen en la estabilidad y control del siste-ma eléctrico de potencia, causadas por las variaciones de voltaje en los nodos y de flujo en el sistema. El compensador estático de voltaje se conecta en paralelo a la red eléctrica por medio de un transformador de acoplamiento, a fin de generar o absorber potencia reactiva.

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Figura 1. Compensador estático de voltaje reactiva

La demanda de energía en los sistemas de potencia ha incrementado en los últimos años, lo que ha generado una serie de problemas en el sistema eléctrico nacional, como sobrecargas y la sobreutilización del potencial de trans-misión, cuellos de botella y oscilaciones de potencia. Au-nado a éstos, los grandes proyectos de generación están alejados de los centros de consumo; así como los proble-mas que representan las líneas de transmisión para su construcción, por el impacto social, ambiental, económico, de localización y derechos de vía adecuados que limitan la capacidad de transmisión. Lo anterior, ha hecho necesario que se realice un análisis detallado sobre cómo balancear la potencia reactiva para el control de un voltaje adecuado motivando el desarrollo de nuevas tecnologías que permi-tan reducir estos inconvenientes.

Para mejorar y optimizar el transporte de energía a gran-des distancias, desde los centros de generación a los cen-tros de consumo, el compensador estático de potencia reactiva (CEV) es un dispositivo fundamental en este pro-ceso de transmisión de la energía en el sistema eléctrico nacional.

La incorporación de éstos a la red nacional en puntos es-tratégicos, ayuda a enfrentar los retos que trae consigo un mercado energético en rápido crecimiento. De esta forma, se utilizan más eficientemente las líneas de trans-misión existentes y por consiguiente, se tiene una entrega del producto con mejor calidad de voltaje y frecuencia, des-

de el centro de generación, hasta el centro de consumo.

Los propósitos de un compensador estático de potencia reactiva son:

Proporcionar el control de la tensión de los buses de la subestación en condiciones de estado estable o transitorio.

Contribuir a amortiguar las oscilaciones de poten-cia activa del sistema, bajo condiciones de contin-gencia; ya sea por la pérdida de una línea de trans-misión o por generación.

Los beneficios de un compensador estático de potencia reactiva son:

Elevar los límites de estabilidad dinámica.Mejorar el control de flujo de energíaen la red.Incrementar la capacidad de transmisión en las líneas existentes y nuevas.Optimizar y hacer confiable el mediode transmisión eléctrico.

Generar más energía para los consumidores con:

a) Menor impacto ambiental b) Menor costo de inversión

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Las ventajas de un compensador estático de potencia reactiva en los sistemas de transmisión son:

Compensación reactiva

Control de tensión en estado permanente

Menor sobretensión temporal

Mayor capacidad de transferencia de energía

Mejora la estabilidad transitoria y capacidad de la red

Mayor amortiguamiento del sistema

Balanceo de carga

3.1.2 Componentes principales de un compensador estático de potencia reactiva Transformador de potencia de acoplamiento: Es el dispositivo capaz de manejar la carga capacitiva, las gran-des variaciones de tensión y las sobrecargas de corta dura-ción. Este equipo no cuenta con cambiador de derivaciones.

El banco de transformadores se debe formar por 3 unida-des monofásicas principales, más una de reserva:

El lado de baja tensión puede ser de 2 devanados dependiendo del diseño del CEV (compensador es-tático de potencia reactiva)

La tensión nominal del lado de alta tensión debe ser la misma que la del nodo de conexión.

La tensión nominal del lado de baja tensión, queda a elección del proveedor para optimizar el uso de los tiristores.

La capacidad del banco debe ser, por lo menos, la capacidad máxima del CEV.

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Figura 2. Transformador de potencia de acoplamiento

Reactores controlados por tiristores (TCR): Son los dispositivos que eliminan el pico excesivo de voltaje que puede ocurrir durante baja carga y bajo condiciones anor-males en el sistema de potencia, además de reducir los transitorios originados por operaciones de apertura o cie-rre de líneas.

La conexión de reactores se efectúa en forma controlada variando el ángulo de disparo de los tiristores, logrando de esta forma el control continuo de la corriente del reac-tor, lo que quiere decir que una rama de reactores con-trolados por tiristores está comprendida por una bobina de reactancia fija, habitualmente del tipo sin núcleo mag-nético conectada en serie a una válvula de tiristores bidi-reccional. Todos los reactores utilizados en un CEV deben ser monofásicos, con núcleo de aire, autoenfriados, para instalación a la intemperie, considerando las condiciones ambientales. Los reactores deben ser capaces de sopor-tar los esfuerzos eléctricos con base en el nivel máximo de corto circuito.

Capacitores conmutados por tiristores (TSC): Son los dispositivos que estabilizan el sistema durante periodos u horas pico donde la sobrecarga genera bajos voltajes.

La conexión y desconexión de capacitores se realiza en forma discreta mediante el control de tiristores en los pe-riodos de conducción, es decir, una rama de capacitores conmutados por tiristores está comprendida de un capa-citor en serie con una válvula de tiristores bidireccional y una reactancia amortiguadora.

La función del conmutador de tiristores: es conectar o desconectar el capacitor, el capacitor no es de control por fase, simplemente está conectado o desconectado, la reactancia amortiguadora de la rama de capacitores conmutados por tiristores sirve para limitar la corriente en condiciones anormales y para ajustar el circuito a la frecuencia deseada.

Los bancos de capacitores deben estar diseñados para evitar resonancias con otras ramas del CEV, así como con la red del lado primario del transfor-mador de acoplamiento.

Los reactores para limitar la corriente de energiza-ción, se conectan en serie con el banco de capaci-tores.

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Figura 3. Reactores controlados por tiristores (TCR)


Las unidades del banco de capacitores deben cons-truirse con materiales que permitan el mínimo de pérdidas y la máxima confiabilidad.

Todas las unidades deben estar libres de PCB (bife-nilos policlorados o askareles).

Los bancos de capacitores se formarán por unida-des, de manera que la desconexión de una de ellas en cualquier fase, no ocasione una elevación de ten-sión de las unidades de esa fase, que haga necesa-rio el disparo del CEV.

Filtros de armónicas. Los equipos eléctricos modernos imponen estrictas exigencias respecto a la estabilidad de la tensión y la calidad de la energía. La red de transmisión debe estar libre de armónicas y otras perturbaciones eléc-tricas. En el caso de que el CEV sea de 6 pulsos, se debe contar con filtros para eliminar la generación de armóni-cas por el propio CEV.

Con la instalación de filtros de armónicas se obtienen los siguientes beneficios:

a) Mayor factor de potencia, mejor estabilidad de tensión y menores pérdidas en la red

b) Filtrado de armónicas del sistema

c) Ausencia de problemas de resonancia y de amplificación de las perturbaciones eléctricas

Una red limpia impone una carga mucho menor sobre los equipos y aumenta su duración, lo que se traduce en me-nores costos de mantenimiento y sustitución de equipos en mal estado.

Problemas que pueden causar las armónicas:

a) Mayores pérdidas, las máquinas funcionarán

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Figura 4. Capacitores conmutados por tiristores (TSC)

con temperaturas más altas y pueden sobrecalentarse.

b) Problemas de resonancia entre las partes inductivas y capacitivas de la red de transmisión.

c) Funcionamiento defectuoso de los sistemas de control, ya que los equipos de medición electrónicos, los relés, etcétera, están dimensionados para la frecuencia fundamental.

d) Sobrecarga de los capacitores, que deriva en mal funcionamiento y envejecimiento prematuro.

e) Corrientes elevadas en los conductores neutros.

Las armónicas son generadas por las cargas asimétricas de la corriente. Los típicos productores de armónicas son las ramas de reactores controlados por válvulas de tiris-tores y el horno eléctrico. Un filtro de armónicas consiste en un reactor y capacitores, en algunos casos se agrega una resistencia de filtrado de armónicas. Se ajusta a la fre-cuencia a eliminar, creando una impedancia mínima que acortará o amortiguará la armónica. Una red trifásica sólo consistirá en armónicas impares 3, 5, 7, 11, etcétera, y se calcularán a partir de la frecuencia 60Hz.

Válvulas de tiristores. El tiristor es un dispositivo que in-vierte el sentido de la corriente o hace pasar de forma vo-luntaria la corriente por diferentes aparatos de encendido y apagado, que comenzará a transmitir después de recibir un impulso de disparo y se apagará cuando llegue a cero.

Los tiristores se encuentran apilados en serie para formar una válvula, no se conectarán en paralelo, y controlan la fase positiva o negativa de la corriente. La tensión del bus se conecta mediante la válvula de tiristores.

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Figura 5. Filtros de armónicas


Las válvulas de los tiristores, y todo su equipo aso-ciado, se debe diseñar para soportar las condicio-nes de operación en estado estable y transitorio. Las válvulas de encendido de los tiristores deben ser robustas y no deben operar durante fallas en el sistema de control o disturbios en el sistema de potencia.

El número de tiristores de cada fase debe permi-tir la operación continua de la válvula hasta con un 10% de tiristores fallados; dicha situación genera una señal de alarma y la indicación de la posición del tiristor fallado.

El reemplazo del tiristor fallado se debe realizar sin abrir el circuito de enfriamiento, y las válvulas de tiristores deben facilitar su reemplazo, sin necesi-dad de desconectar otros tiristores o su circuito de distribución de potencial.

Es importante contar con un sistema de monitoreo conti-nuo que permita la detección e indicación local del estado de cada par de tiristores, adicionalmente, a través del sis-tema de control y monitoreo local (IHM), se debe registrar la ubicación exacta de los tiristores fallados, indicándose en pantalla:

a. La rama (inductiva o capacitiva)

b. La fase

c. La posición del tiristor o tiristores fallados en la fase

Sistema de enfriamiento. Consiste en un circuito prin-cipal por el que circula el agua y un circuito para el tra-tamiento del agua, el cual es capaz de transferir el calor producido por las válvulas de tiristores en operación al me-dio ambiente, con el fin de mantener su temperatura en un rango tal que no ponga en peligro la integridad de los tiristores.

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Figura 6. Válvulas de tiristores

Este sistema de enfriamiento debe ser del tipo cerrado, sellado con agua desmineralizada o una mezcla de agua con anticongelante; en el caso de operar a temperatura de congelación debe contar con un sistema cerrado de recirculación para desionizar el agua, cada rama debe contar con válvulas para aislarlas del resto del sistema, sin interrumpir el flujo de agua. Debe contar como mínimo con 2 bombas principales, capaces cada una de proveer al 100% el flujo de enfriamiento necesario. Una bomba debe permanecer en operación, mientras la otra permanece de reserva, siendo posible operar cualquiera como bomba principal. En caso de falla de alguna de ellas, el respaldo debe entrar en operación sin que esto provoque la sali-da del CEV, por tal motivo se debe contar con un sistema automático que intercambie periódicamente la operación entre ellas.

Figura 7. Sistema de enfriamiento

Sistema de control local y remoto. Coordina la ope-ración del CEV, para regular el lado de alta tensión en el banco de transformación. La lógica de control de los inte-rruptores y cuchillas desconectadoras debe incorporarse al sistema de control del CEV.

El control debe ser completamente computarizado y pro-gramable; además, el CEV debe contar con un interfaz hombre-máquina (IHM) que permita supervisar por medio de diagramas unifilares la información de la operación del estado del equipo primario (cuchillas e interruptores), alar-mas, medición de potencia reactiva entregada al sistema, variables de operación de las ramas (TCR, TSC y filtros), transformador de potencia, servicios propios de corriente alterna y corriente directa y del sistema de enfriamiento; así como mandos de interruptores y cuchillas desconecta-doras y mediciones de tensión (kV), corriente (A) y poten-cia reactiva (MVAr).

La operación y monitoreo debe estar disponible para control remoto desde un centro de control, por lo que se debe disponer de lo siguiente:

a) Alarmas de operación de protecciones

b) Estado de posición de interruptores y cuchillas

c) Mediciones de tensión, corriente y potencia reactiva

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d) Ajuste de tensión de referencia

e) Control de interruptores y cuchillas

f) Arranque y paro del CEV

g) Controles adicionales

Ante la falla de alguna rama del CEV (TCR, TSC o filtros), ésta debe desconectar y el CEV de manera automática e inmediata y debe restablecer su operación con su máxima capacidad disponible (capacidad reducida), asegurando siempre la confiabilidad del sistema eléctrico de potencia. El CEV debe estar diseñado para soportar la tensión máxi-ma temporal por el tiempo.

La capacidad nominal de operación continua debe ser en-tre los valores de potencia reactiva, inductiva y capacitiva. El CEV debe ser capaz de operar en forma continua en estado estable a una frecuencia de 60Hz ± 0.05Hz y en estado transitorio a una frecuencia de 60Hz ± 1.5Hz del sistema.

Figura 8. Sistema de control local y remoto

Servicios auxiliares de corriente directa y corriente alterna. La alimentación de corriente directa se sumi-nistra a través de un banco de baterías del tipo alcalino níquel-cadmio, tensión de 125 Voltaje de corriente directa (V.c.d.), para un régimen de descarga de 8 horas y de un cargador tipo rectificador de onda completa filtrado y re-

gulado para cargar un banco de baterías de 125 V.c.d. El régimen de descarga es de 8 horas, tensión de alimenta-ción de 220 V.c.a., y es trifásico. Está diseñado para sumi-nistrar tanto carga de igualación, como carga de flotación.

La alimentación de corriente alterna es proporcionada por la CFE para suministrar a todos los servicios del CEV a una tensión de 220V / 127V, 60Hz. con la finalidad de asegu-rar la confiabilidad y continuidad del servicio, el sistema de servicios propios deberá disponer de un sistema de trans-ferencia de 2 opciones:

a) Alimentación principal

b) Alimentación de respaldo

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Sistema de aire acondicionado. Los equipos para acon-dicionamiento de temperatura en el interior de la caseta de control y tiristores, deben contar con dos unidades tipo paquete, con capacidad al 100%, para mantener la tem-peratura recomendada en dichas áreas y proporcionar presión positiva al interior de la caseta. El sistema debe operar en forma totalmente automática, intercambiando el uso de las unidades cada semana o ante la falla de la unidad en operación.

Figura 9. Sistema de aire acondicionado

Cuchillas desconectadoras y de puesta a tierra. Las cuchillas desconectadoras se utilizan para aislar cual-quier aparato que requiera mantenimiento.

Los siguientes componentes deben contar con cuchillas desconectadoras y con puesta a tierra:

a) Cada rama de reactores controlados por tiristores

b) Cada rama de capacitores conmutada por tiristores

c) Cada rama de filtros

Las cuchillas deben cumplir con lo siguiente:

a) Todas las cuchillas desconectadoras deben ser motorizadas

b) Todas las cuchillas desconectadoras deben permitir su operación manual

c) Todas las cuchillas de puesta a tierra deben ser de operación manual

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Al restablecerse la alimentación principal, luego de una falla, después de 30 segundos, el sistema debe desco-nectarse de la alimentación de respaldo y cambiar a la alimentación principal. En ambas transferencias se debe asegurar que éstas no afecten la continuidad operativa del compensador estático de VAR (CEV).


Figura 10. Montaje de cuchillas tripolares

Transformadores de corriente: Deben cumplir con la norma de referencia NRF-027-CFE y apegarse a los requeri-mientos de diseño del CEV.

Transformadores de potencial inductivos: Deben cum-plir con la norma de referencia NRF-026- CFE y apegarse a los requerimientos de diseño del CEV.

Apartarrayos: Deben cumplir con la norma de referencia NRF-045-CFE y apegarse a los requerimientos de diseño del CEV.

Estructura metálica menor: Debe ser de acuerdo con el diseño del fabricante y cumplir con lo indicado en la especifi-cación CFE JA100-57.

3.2 MONTAJE DE EQUIPO MENOR

3.2.1 Definición de equipo menor

Transformadores de corriente: Es el dispositivo diseña-do para suministrar una corriente adecuada a instrumentos de medición y protección, elevando el voltaje para disminuir la corriente. Bajo con-diciones normales de operación, la corrien-te suministrada (co-rriente secundaria) es proporcional a una corriente primaria. La función principal de este equipo es re-ducir la corriente a valores normales no peligrosos dentro de condiciones normales de operación. Donde el devanado primario de dicho transforma-dor está conectado en serie con el circuito que se desea medir; en tanto que los deva-nados secundarios están conectados a los circuitos de co-rriente de uno o varios aparatos de medición y protección

Figura 11. Transformadores de corriente

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Figura 12. Transformadores de potencial Figura 13. Trampa de ondas Figura 14. Trampa de ondas con TPC

(ejemplo: relevadores y multimedidores, los cuales pueden ser análogos y/o digitales).

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Transformadores de potencial: Este dispositivo está di-señado para suministrar una tensión adecuada a instrumen-tos de medición y protección. Bajo condiciones normales de operación, la tensión suministrada (tensión secundaria) es proporcional a una tensión primaria. La función principal de este equipo es reducir el voltaje a valores normales no pe-ligrosos dentro de las condiciones normales de operación. Donde el devanado primario de dicho transformador está conectado en paralelo con el circuito que se desea medir; en tanto que los devanados secundarios están conectado a los circuitos de voltaje de uno o varios aparatos de medición y protección (ejemplo: relevadores y multimedidores, los cua-les pueden ser análogos y/o digitales).

Apartarrayos: Son aquellos dispositivos de una subes-tación que se conectan en paralelo al sistema eléctrico y que por sus características funcionan como protección de los equipos de una subestación, de sobretensiones o des-cargas atmosféricas (en el sistema). Su función principal es limitar y drenar a tierra las sobretensiones que se pro-ducen por acción de los efectos transitorios como de las descargas atmosféricas (rayos).

Trampa de ondas: Son dispositivos que se conectan en serie con la línea de alta tensión. Su impedancia debe ser despreciable a la frecuencia de 60Hz. y relativamente alta sobre cualquier banda de frecuencias entre 40 y 500KHz; consiste de una bobina principal con un dispositivo de pro-tección y un dispositivo de sintonía. Su función es filtrar las frecuencias del sistema eléctrico distintas a 60Hz, llevándo-las por medio de un cable de radiofrecuencia hasta el equipo OPLAT.


3.2.2 Clasificación

Transformador de Corriente

Apartarrayos

Transformador De Potencial

Trampa de ondaPor su servicio

Trampa de ondaPor su montaje

Devanado(Relación simple o doble)

Servicio

Devanado

Inductivos

Capacitivos

Intemperie

Suspendida

Soportada

Barra

Ventana

Boquilla

Intemperie

Interior

Normal

Contaminación

Óxido de zinc

Auto valvulares

Figura 15. Clasificación

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3.2.3 Documentos que aplican

Especificación CFE VE000-38, NRF-027-CFE, NRF-026-CFE, CFE U4101-02, NRF-003-CFE-2000

Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (S.E-OE-III.5)

Instrucción de trabajo NB 8311, NB 8312,NB 8313

Protocolo de pruebas del fabricante

Lista de embarque de fabricante

Instructivos y diagramas eléctricos del fabricante

Certificados de calidad del equipo

3.2.4 Proceso de montaje

3.2.4.1 Traslado del equipo menor al sitio de montaje

a) Verificación durante el transporte:

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Los transformadores de corriente, transformadores de potencial, apartarrayos y trampas de onda pueden ser transportados por carretera, ferrocarril o vía marítima. Para cada caso el fabricante debe prever lo necesario (so-portes de madera, tornillos y/o flejes), para que el equipo y accesorios no sufran daños externos e internos. Normal-mente los equipos se transportan dependiendo del tipo, capacidad y fabricante, pueden ser en posición vertical en vehículos especiales (cama baja) y debidamente fijados de sus bases o en huacales de madera en posición horizontal (en el caso de los transformadores de corriente). Cuando son aparatos menores de 230kV pueden ser embalados en una sola pieza o separados en módulos y de 400kV normalmente vienen divididos en módulos.

b) Verificación a la llegada al sitio:

Al recibir el equipo el supervisor debe revisar con la lista de embarque del embalaje que el equipo no se muestre gol-peado, roto, o con fugas de aceite, en cuyo caso se deberá informar de algún daño que se presente al fabricante. Es importante para iniciar cualquier maniobra de izaje y des-embalaje, que se lleve a cabo siguiendo puntualmente las instrucciones del fabricante. Llevar a cabo una inspección física del equipo para detectar posibles daños en: porcela-na, membranas, pantallas, terminales primarias y secun-darias, así como pantallas deflectoras.


Figura 16. Verificación a la llegada al sitio

Que las maniobras de izaje se lleven a cabo como se indica en el instructivo de montaje.

Que el montaje, nivelación y fijación del equipo, se realice tomando en cuenta el par de apriete de los tornillos de fijación, de acuerdo con la tabla propor-cionada por el fabricante.

Nota: Al momento de fijar el equipo sobre su base soporte, verificar que haga contacto en todas sus partes con el pedestal, de lo contrario se deberá calzar para obtener su nivelación y evitar daños al mismo durante su funcionamiento.

Si el transformador tuviese barras de conmutación primaria asegurarse que estén correctamente co-nectadas.

Con respecto a los transformadores de medida, ve-rificar que no existan fugas de aceite alrededor del domo, cabeza del equipo, porcelana, membrana y tanque de aceite.

Verificar que cuando sean dos o más módulos por equipo realizar las conexiones eléctricas entre es-tos y a tierra.

Verificar las conexiones de la estructura y equipo al sistema de tierras.

3.2.4.2 Montaje

El montaje de los transformadores de medida, apartarra-yos y trampas de onda se supervisará por personal califi-cado, invariablemente se debe llevar a cabo siguiendo un programa de montaje y las instrucciones del fabricante.

Durante el montaje se deberá verificar lo siguiente:

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Durante el montaje de la trampa de onda se deberá verificar lo siguiente:

Que las maniobras de izaje se lleven a cabo como lo indi-ca el fabricante.

Que el montaje se realice de acuerdo con el proyecto, es decir si es una dis-posición suspendi-da o soportada.

Para la disposición del tipo suspendi-da, se deberá ve-rificar que cuente con los elementos necesarios para la sujeción y fijación del equipo en la trabe de la estruc-tura metálica y el piso.

Figura 17. Montaje de la trampa de onda

Para la disposición del tipo soportada, se deberá verificar que se encuentre instalado el dispositivo de potencial capacitivo o arreglos de aisladores so-portes, de acuerdo con el proyecto.

Conexión de la trampa de onda al bus, dispositivo de potencial capacitivo y la unidad de acoplamiento.

Inspección del par de apriete en las áreas atornilla-das.

3.2.5 Pruebas preoperativas

A los transformadores de corriente se les aplicarán las siguientes pruebas eléctricas:

Resistencia de aislamiento

Factor de potencia

Prueba de relación de transformación

Prueba de saturación

Prueba de polaridad

Prueba de resistencia óhmica

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A los transformadores de potencial inductivo y capacitivo se les aplicarán las siguientes pruebas eléctricas:

Resistencia de aislamiento

Factor de potencia

Medición de capacitancia

Pruebas de relación de transformación

A las trampas de onda se les aplicarán las siguientes pruebas eléctricas:

Medición de la impedancia de bloqueo

Medición de la perdida de inserción

Pruebas de aislamiento

Pruebas de dispositivos de protección

3.3 MONTAJE DE TABLEROS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN

3.3.1 Definición de tablero de protección, control y medición

El tablero es un gabinete metálico integrado por secciones verticales ensambladas entre sí que contienen los dife-rentes dispositivos eléctricos con funciones de protección, control y medición.

Figura 18. Tablero de protección, control y medición

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3.3.2 Clasificación

Por su construcción

Dúplex: En sus inicios, el diseño de los tableros fue tomado como base para que todos los componen-tes de protección control y medición estuvieran en el mismo gabinete, que contaba con dos frentes, uno para el bus mímico y alarmas y otro para los relevadores de protección, con accesos laterales a su interior. Estos tableros se encuentran en servi-cio en subestaciones antiguas, por lo que aún se siguen instalando. El diseño de la caseta de control para este tipo de tableros considera una fosa que canaliza el cableado desde el exterior de la subesta-ción (equipo primario, corrientes, voltajes, posición y/o estados de equipos, alarmas y protecciones mecánicas); así mismo sirve para la interconexión entre tableros.

Simplex: Este tipo de tablero se divide en dos sec-ciones: 1) un gabinete que contiene los relevadores de protección, relevadores auxiliares de control y los seguidores de posición de los interruptores y cuchillas; 2) en el otro gabinete se instalan los con-mutadores de control, el mímico tipo mosaico y el cuadro de alarmas. Estos elementos se interconec-tan mediante un cable multiconductor lo suficien-

temente largo para subir por charola y extenderse desde el mímico hasta el tablero de protección. El diseño de la caseta de control para este tipo de ta-bleros considera una charola eléctrica en la parte superior, para la interconexión con otros tableros.

Simplex integral: En este tipo de tablero se insta-lan los relevadores de protección, relevadores auxi-liares de control, accesorios de prueba, tablillas, la representación gráfica del arreglo de barras de la subestación, indicadores, conmutadores, cuadros de alarmas y equipo de medición. Así mismo se instalan las protecciones y el mímico en el mismo frente. Este tipo de tablero se utiliza generalmen-te en subestaciones de distribución, las cuales solo requieren de dos espacios o menos de relevadores principales.

Integrales: Este tipo de tablero se utiliza en los mo-dernos diseños de subestaciones eléctricas, donde existen sistemas de automatización, tales como el SICLE (Sistema de Información y Control Local de Estación) con el control de los equipos primarios y la concentración de información se efectúa a tra-vés de un dispositivo conocido como MCAD (Módu-lo de Control y Adquisición de Datos), evitando con esto el suministro e instalación de un tablero mími-co con cuadro de alarmas, lo que representa una reducción en el espacio de las casetas de control.

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3.3.3 Identificación de tableros

Por equipo primario asociado:

LT Líneas de transmisión o distribución de energía en alta media tensiónTD Autotransformador o transformador con dos devanadosTT Autotransformador o transformador con tres devanadosTA Transformador de arranqueTU Transformador de unidadDB Diferencial de barrasRP Reactor en derivaciónCP Banco de capacitores de compensación en derivaciónIA Interruptor para amarre o transferenciaIS Interruptor de seccionamiento de barrasIT Interruptor de transferencia

Por tensiones de operación:

5 Tensiones de 44kV y menores7 Tensiones mayores de 44kV y hasta 161kV9 Tensiones de 161kV y hasta 230kV

A Tensiones de 400kV y mayores

Por protecciones primarias para líneas y alimentadores:

50 Sobre corriente instantánea51 Sobre corriente temporizado67 Sobre corriente direccional21 Distancia85 Comparación direccional87L Diferencial de línea

Por arreglo de barras:

IM Para arreglos de interruptor y medioDI Para arreglo de doble interruptorPA Para arreglos con barra principal y auxiliarPT Para arreglos con barra principal y transferenciaAN Para arreglos de conexión en anilloBS Para arreglo de barra sencillaAD Para arreglos de alimentadores de distribuciónTB Para arreglos de tres barras: barra 1, barra 2 y barra de transferencia

Por equipo de monitoreo y medición:

RD Registrador de disturbiosMM Medidores multifunción

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Ejemplos de clasificación de tableros:

Sección tipo LT-A-87-87

Sección tipo para líneas de 400kV con protección diferencial de línea PP1 y PP2


Sección tipo para líneas de transmisión de 400kV, con protección diferencial de línea como PP1 y pro-tección de distancia como PP2


Sección tipo para líneas de transmisión de 400kV, con protección por comparación direccional como PP1 y protección de distancia como PP2

Sección tipo LT-9-85-21

Sección tipo para líneas de transmisión de 230kV, con protección de comparación direccional como PP1 y protección de distancia como PP2


Sección tipo para líneas de transmisión de 230kV,

con protección diferencial como PP1 y PP2


Sección tipo para líneas de transmisión de 230kV, con protección diferencial como PP1 y protección de distancia como PP2


Sección tipo para líneas de transmisión de 230kV, con protección de distancia como PP1 y PP2

Sección tipo LT-7-87

Sección tipo para una línea de transmisión de 115kV, con protección diferencial como PP

Sección tipo LT-7-21

Sección tipo para una línea de transmisión de 115kV, con protección de distancia como PP


Sección tipo para dos líneas de transmisión de 115kV, con protección diferencial como PP1 y PP2


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Sección tipo para dos líneas de transmisión de 115kV, con dos esquemas de protección de distancia


Sección tipo para dos líneas de transmisión de 115kV, con un esquema de Protección de distan-cia y un esquema de protección diferencial

Sección tipo LT-5

Sección tipo de alimentadores de 34.5kV, 23.0kV y 13.8kV con PPA

Sección tipo TT

Sección tipo para autotransformador o transfor-mador con tres devanados

Sección tipo TD

Sección tipo para autotransformador o transfor-mador con dos devanados

Sección tipo CP-7

Sección tipo para bancos de capacitores de 161kV y menores

Sección tipo RP

Sección tipo para reactores paralelo

Sección tipo RT

Sección tipo para reactores conectados al terciario de transformadores

Sección tipo IA e IS

Sección tipo para interruptores de transferencia o amarre e interruptores para seccionamiento de barras

Sección tipo IT

Sección tipo para interruptores de transferencia

Sección tipo DB-IM Sección tipo para protección de diferencial de barras en arreglos de doble interrup-tor o interruptor y medio

Sección tipo DB-PA Tablero de protección, control y medición para protección diferencial de barras en arreglos de barra principal-barra auxiliar con in-terruptor de amarre o transferencia y arreglos de tres barras

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Sección tipo DB-PT Tablero de protección, control y medición para protección diferencial de barras en arreglos de barra principal-barra de transferencia y barra sencilla

Sección tipo RD

Sección tipo para registradores de disturbios

Sección tipo MM

Sección tipo para medidores multifunción


Especificación y anexos CFE VE6700-41, G0000-62, CFE NRF-041

Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (SE-OE-IV)

Registro de montaje NB 8314

Resultado y protocolo de inspección y pruebas del fabricante



Instructivos técnicos y manuales de operación del fabricante

Diagramas esquemáticos y alambrado del fabricante

Software para acceso-configuración

Software para análisis de explotación

Licencias


3.3.5.1 Traslado de equipo al área de montaje


Los tableros de protección, control y medición son trans-portados normalmente por carretera, el fabricante debe prever que los mismos se embarquen por secciones en forma individual y protegidos con bastidores de madera y forrados con cubiertas de polietileno para evitar daños físicos al tablero y sus componentes ya sea por humedad o polvo. Los tableros deben ser embarcados en posición vertical y en transportes adecuados al tamaño y dimen-sión de éstos.

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Figura 19. Verificación durante el traslado de tableros

b) Verificación a la llegada al sitio

Al recibir los tableros:

Revisar con la lista de embarque, que el em-balaje y el equipo no se muestren golpea-dos, rotos y sin faltan-tes, en cuyo caso se deberá informar en forma inmediata de algún daño o faltante que se detecte al fa-bricante.

Verificar que las maniobras de izaje y desembalaje se lleve a cabo siguiendo las instrucciones del fabri-cante y con el equipo adecuado.

Llevar a cabo una inspección física externa e inter-na a los tableros y sus componentes según las lis-tas de embarques para detectar posibles daños a los mismos.

Verificar que los relevadores que integran las sec-ciones se encuentren en el listado de relevadores aprobados por CFE.

Figura 20. Verificación durante el traslado de Figura 21. Montaje del tablero de protección, control y medición

24

3.3.5.2 Proceso de montaje

El montaje de los tableros de protección, control y medi-ción deberá ser supervisado por personal calificado para tal fin, bajo un programa y siguiendo las instrucciones del fabricante.


Que el montaje, fijación, ensamble y nivelación de las secciones que integran los tableros se realice tomando en cuenta los planos de proyecto y dibujos del fabricante.

Al momento de anclar las secciones se deberá veri-ficar que la base en su totalidad haga contacto con el piso y no se presente ningún desnivel.

Verificar el estado físico de todos los componentes eléctricos de cada sección.

3.4 MONTAJE DE SISTEMA DE CONTROL SUPERVISORIO

3.4.1 Definición de sistema de control supervisorio

Se puede definir como control supervisorio, al sistema di-señado con la finalidad de obtener la información y control de las subestaciones de un sistema eléctrico a control re-moto, desde una central como estación maestra, median-te la cual se hace posible la ejecución de controles para la apertura o cierre de interruptores y/o cuchilla, inicio o paro de secuencias automáticas, adquisición de infor-mación analógica y digital, como señalización y monitoreo de estados que guardan los equipos de una subestación. También obtenemos información de alarmas y proteccio-nes de los diferentes dispositivos que componen la subes-tación, con el fin de proporcionar un mejor servicio y pre-ver fallas en las subestaciones eléctricas o centrales de generación. Todo este intercambio de información y con-trol de maestra-remoto se logra a través de un medio de comunicación que utiliza protocolos, siendo estos medios los enlaces de comunicación: línea directa, red telefónica, oplat, fibra óptica, microondas, radiofrecuencia. Para que el sistema de control supervisorio funcione debe haber 2 elementos claves; una estación maestra (UTM) y una esta-ción remota (UTR, SICLE o SISCOPROMM).

25


En la actualidad un control supervisorio de forma remota en una subestación se puede lograr de varias formas de acuerdo con el tipo de subestación.

3.4.2 Clasificación de los equipos de control supervisorio

Los diferentes equipos de control supervisorio se pueden

clasificar en:

Unidad terminal remota (UTR)

Subsistema remoto (SSR)

Sistema integral de protección, control y medición (SISCOPROMM)

Sistema integral de control local de estación (SICLE)

Unidad Terminal Remota (UTR) y/o Subsistema Remoto (SSR)

Conjunto de equipos y programación que realizan las fun-ciones de integración, procesamiento, almacenamiento, manejo y retransmisión de los parámetros propios del pro-ceso para el control supervisorio y adquisición de datos de una instalación, referidos a un centro de control de nivel su-perior. La unidad terminal remota y/o subsistema remoto (UTR Y/O SSR), para poder cumplir con sus funciones de control supervisorio está basado en un microprocesador (SCADA) de propósito general, a través del cual ejecuta las

Las funciones básicas que realiza la central maestra son:

Adquisición de datos

Control de dispositivos

Almacenaje y manejo de información

Proporcionar información al operador

Transmisión de información

Las funciones básicas que realiza la unidad central remota son:

Salidas de control

Adquisición digital

Adquisición analógica

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funciones requeridas. Existen unidades terminal remotas tipo poste y del tipo sobreponer en piso.

Figura 22. UTR tipo sobreponer en piso

Figura 23. UTR tipo poste

El subsistema remoto debe estar diseñado para satisfacer aplicaciones de medio o gran alcance, o donde se requiera flexibilidad para futuras expansiones, por lo que tiene la capacidad de ser: modular y distribuido.

SSR

Figura 24. Tipos de subsistemas remotos

Servidor Scada

UTRCPU

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Sistema integrado de control, protección, medición y mantenibilidad (SISCOPROMM)

Todo el conjunto está ubicado en secciones de tableros integrales, las funciones que realiza son:Administrar la información e integrar las funciones de protección, control, medición y mantenibilidad en subes-taciones de distribución, así mismo debe ser la base de referencia para la estrategia de implantación o sistemas afines como: automatización de redes de distribución, sis-tema informático, etcétera. Este sistema está estructura-do bajo el concepto de sistema abierto y distribuido, que permita el crecimiento a futuro en forma modular por es-quema de protección en los diferentes tipos de secciones de tableros y su disposición física (líneas, transformadores y alimentadores).

La arquitectura conceptual del sistema consta básicamen-te de los siguientes componentes:

Controlador principal de subestación (CPS)

Dispositivos electrónicos inteligentes (DEIs):

a) Unidad de control y adquisición de datos (UCAD) b) Relevadores de protección (líneas, alimentadores, etcétera) c) Medidores microprocesados

Arquitectura de comunicacione

Autodiagnóstico

Los dispositivos electrónicos inteligentes (DEIs) son dispo-sitivos que adquieren y/o concentran y procesan la infor-mación proveniente de campo, e integran parcial o total-mente las funciones de control, medición y protección.

Figura 25. Ejemplo de un tablero SISCOPROMM

Sistema de Información y Control Local de Estación (SICLE) Integral

Los Sistemas de información y control local de estación (SICLE) se encuentran ubicados en subestaciones de po-tencia nuevas y existentes de transmisión y transforma-ción de la CFE, para que a través de sistemas de automati-

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Subsistema local

Subsistema remoto

Sistema de protección y medición (SPM)

Red de comunicaciones de subestación

Hardware especial

Software: Se refiere a la programación requerida que el sistema debe considerar en la utilización de paquetes con apego a normalización de sistemas abiertos y deberá contar con lo siguiente:

Sistema operativo

Manejadores de bases de datos

Programas de aplicación

Protocolos

Diagnósticos

Actualización

Software special

SICLE

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zación inteligentes puedan supervisar y controlar en forma local y remota la subestación en su totalidad, así como el acceso a la información de medición, registro secuencial de eventos y equipos de protección y su integración a los diferentes sistemas operando actualmente en CFE. Con estos sistemas integrales de control, protección y medi-ción los Centros de Control de Energía (CENACE) ubicados estratégicamente dentro del Sistema Interconectado Na-cional administran y controlan dichas subestaciones en su afán por mejorar la calidad y el suministro de la energía eléctrica. El SICLE se integra en un solo conjunto forma-do por secciones de tableros integrales, conformado por: hardware y software.

Hardware: Es el conjunto de componentes físicos (eléc-tricos, electrónicos y electromecánicos) que integran la parte material del SICLE. Incluyendo los diferentes elemen-tos que componen el Subsistema Local (SSL), el Subsiste-ma Remoto (SSR) y el Sistema de Protección y Medición (SPM), los cuales son:


Figura 26. Equipo SICLE

FUENTE DE PODER

SERVIDOR SCADA

GPSHUB(CONCENTRADOR DE

COMUNICACIÓN LOCAL)

RUTEADOR

FIREWALL

30

Figura 27. Equipo CENACE

31

3.4.3 Diagrama de interconexión subestación-CENACE


Especificación SICLE G0000-34, SISCOPROMM V6700-55, UTR G0000-74

Especificación de construcción de subestaciones eléctricas

Procedimiento de montaje NB 8319

Protocolo de pruebas del fabricante

Instructivos y diagramas esquemáticos del fabricante



Software para acceso - configuración


Licencias

Los tableros de control son transportados normalmente por carretera. El fabricante debe prever que los mismos se embarquen por secciones en forma individual y protegi-dos con bastidores de madera y forrados con cubiertas de polietileno para evitar daños físicos al tablero y sus compo-nentes ya sea por polvo o humedad. Los tableros deben ser embarcados en posición vertical y en transportes ade-cuados al tamaño y dimensiones de éstos.

Figura 28. Traslado del tablero de control

32



3.4.5.1 Traslado de equipo al área de montaje


3.5 MONTAJE DE SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES

3.5.1 Definición de sistema de telecomunicaciones Es el proceso de transmitir, emitir o recepcionar infor-mación a largas distancias por medios eléctricos. La co-municación se hace llegar a su destino, bien por cables conductores debidamente aislados llamados líneas de transmisión, a través de la atmosfera (aire), enlaces de radiofrecuencia o medios ópticos.

Los sistemas de comunicación son requeridos por los esque-mas de protección para realizar las funciones de teleprotec-ción, por lo tanto se deben considerar los siguientes esquemas:

33


Al recibir los tableros:

Revisar con la lista de embarque, que el embalaje y el equipo no se muestren golpeados o rotos y sin faltantes, cuyo caso se deberá informar en forma inmediata de algún daño o faltante que se detecte al fabricante.

Verificar que las maniobras de izaje y desembalaje se lleve a cabo siguiendo las instrucciones del fabri-cante y con el equipo adecuado.

Llevar a cabo una inspección física externa e inter-na a los tableros y sus componentes según las lis-tas de embarques para detectar posibles daños a los mismos.

3.4.5.2 Actividades de montaje

El montaje de los tableros de control deberá ser supervisado por personal calificado para tal fin bajo un programa y siguien-do las instrucciones del fabricante.

Durante el montaje deberá verificar lo siguiente:

Verificar el montaje, fijación, ensamble y nivelación de las secciones que integran los tableros tomando en cuenta los planos de proyecto y dibujos del fabri-cante.

Al momento de anclar las secciones se deberá veri-ficar que la base en su totalidad haga contacto con el piso y no se presente ningún desnivel.

Verificar el estado físico de todos los componentes eléctricos de cada sección.


34

Sistema oplat: onda portadora tipo FSK, capaz de transmitir señales de contacto, de voz y datos. Es-tos sistemas se utilizan en los sistemas de protec-ción como medios para el envío y transmisión de permisivos y transferidos directos.

Sistema de radiofrecuencias: este sistema debe estar conformado por radio modem, con banda de operación UHF, de 902–928MHZ (spread sprec-trum) velocidad de comunicación hasta 115.2 kbaud, modo de operación “full duplex”, asincrónica, continua y con interfaz RS-232 con un alcance de enlace de 45km con línea de vista, potencia máxima de salida 1 W, tensión de alimentación de 125VCD.

Sistema óptico: en estos sistemas se cuenta con un cable de fibra óptica para el enlace entre dos subestaciones por medio de los equipos ópticos, para conectar a los equipos de protección (directa-mente a la fibra y/o por un canal de comunicación multiplexado según se requiera), así mismo la infor-mación que maneja el control supervisorio.

Sistema de microondas digital – mutiflexado: es-tos sistemas se emplean para enlazar sistemas de protección en subestaciones de transmisión y sub-transmisión por medio de propagación de ondas a través de la atmósfera.


Especificación CFE U4000-10 y G0000-65

Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (S.E-OE-IV.1 Y V.3)

Registro de montaje NB 8318, NB8314 y 8325 Resultado y protocolos de inspección y pruebasdel fabricante



Instructivos técnicos y manuales de operación del fabricante

Diagramas esquemáticos y alambrado del fabri-cante

Software para acceso-configuración


Licencias


3.5.3.1 Traslado del equipo de comunicación al sitio de montaje


Los equipos de comunicación son transportados normal-mente por carretera o vía marítima, el fabricante debe prever que se embarquen por secciones, en forma indi-vidual y protegidos con bastidores de madera y forrados con cubiertas de polietileno para evitar daños físicos al tablero y sus componentes ya sea por humedad o polvo. Los equipos deben ser embarcados en la posición que in-dica el fabricante y en transportes adecuados al tamaño y dimensiones de éstos, con la finalidad de evitar daños.


Al recibir los equipos se deberá:

Revisar con la lista de embarque cada uno de los equipos y accesorios, además que el embalaje no se muestre golpeado o roto y sin faltantes, cuyo caso se deberá informar en forma inmediata de algún daño o faltante que se detecte al fabricante.

Verificar que las maniobras de izaje y desembalaje se lleven a cabo siguiendo las instrucciones del fa-bricante y con el equipo adecuado.

Llevar a cabo una inspección física externa e inter-na a los gabinetes y sus componentes según las listas de embarques para detectar posibles daños a los mismos.

Verificar que la documentación de cada uno de los equipos suministrados cuente con su certificado de aceptación, por laboratorios certificados y aproba-dos por CFE.

Figuras 29 y 30. Verificación a la llegada al sitio delequipo de comunicación al sitio de montaje

35


36

3.5.3.2 Actividades de montaje

Sistema oplat

Se compone de: equipo oplat, equipo de tonos, equipo de teleprotección, cable RF, unidad de acoplamiento, disposi-tivo de potencial, trampa de onda, software y licencias.

En relación a las actividades de montaje:

Deberá ser supervisado por personal calificado para tal fin. Bajo un programa y siguiendo las ins-trucciones del fabricante.

Este sistema consiste en realizar el montaje de un conjunto de equipos y accesorios para realizar la comunicación punto a punto, de acuerdo con los es-quemas normalizados de comunicación para líneas de transmisión de 400kV, 230kV y 115kV.


a) Que durante el montaje, fijación, ensamble y nivelación de las secciones que integran los tableros se consideren los planos de proyecto y dibujos del fabricante.

b) Al momento de anclar las secciones se deberá verificar que la base en su totalidad haga contacto con el piso y no se presente ningún desnivel.


a) El estado físico de todos los componentes eléctricos y electrónicos de cada sección. b) El montaje adecuado del sistema de acoplamiento (TPC, TO, UAC, cable RF).

c) El alambrado del equipo y sus interconexiones.

d) El montaje adecuado del sistema de alimentación.

Figura 31. Sistema Oplat

Equipo fuera del alcance de suministro (o ya existe o su su-ministro es por CFE, o no es de

comunicaciones y se indica solo como referencia operativa)

Equipo de comunicaciones que debe ser suministrado y que

esta incluido dentro del alcance del contrato

ET: Equipo de tonos de audio para teleprotección

EDT: Equipo dogital de teleprotección

CGFO: Cable de guarda con fibras ópticas

CDFO: Cable dielétrico con fibras ópticas

mm: Multimodo

um: Unimodo

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Sistema de radio frecuencia

El cual se compone de equipos de radio, VHF, UHF, mi-croondas, sistema radiante, torre de comunicación, ante-nas, direccional y omnidireccional, cable coaxial, software y licencias.


El montaje del sistema de radio frecuencia deberá ser supervisado por personal calificado para tal fin. Bajo un programa y siguiendo las instrucciones del fabricante.

Este sistema consiste en realizar el montaje del radio de comunicación y del sistema radiante, así como sus accesorios para realizar la comunicación en muchas de las bandas disponibles en el espec-tro de frecuencias (VHF, UHF y microondas), de acuerdo con el proyecto.

Durante el montaje deberá verificar lo siguiente:

a) El montaje, fijación y nivelación de la torre y radio de comunicación tomando en cuenta los planos de proyecto y dibujos del fabricante.


Figura 32. Montaje del sistema de radio frecucia

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b) El tendido y fijación del cable coaxial, desde la torre hasta el equipo por charolas o trincheras.

c) La instalación del sistema de tierra e iluminación de acuerdo con norma y con certificado de la Dirección General de Aeronáutica Civil.

Durante el montaje:

Verificar que la torre sea pin-tada con los colores regla-mentarios.

Verificar el alambrado del equipo y las conexiones con otros.

Montaje adecuado del siste-ma de alimentación.

Sistema óptico

Se compone de equipo óptico, equipo digital de telepro-tección, caja de interconexión óptica, cables y conectores (eléctricos y ópticos), software y licencias para el sistema de gestión.


El montaje del sistema óptico deberá ser supervisa-do por personal calificado para tal fin. Bajo un pro-grama y siguiendo las instrucciones del fabricante.

Consiste en realizar el montaje de los gabinetes del equipo terminal óptico y sus accesorios.


a) El montaje, fijación, ensamble y nivelación de los gabinetes tomando en cuenta los planos del proyecto y dibujos del fabricante.

b) Al momento de anclar los gabinetes se deberá verificar que la base en su totalidad haga contacto con el piso y no se presente ningún desnivel.

Figura 33. Caja de empalme de cable dieléctrico a cable OPGW

Figura 34. Gabinete de equipo óptico

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c) El estado físico de todos los componentes eléctricos y electrónicos de cada sección.

Que el cableado y las conexiones se realicen de acuerdo con el proyecto aprobado para construc-ción.

La instalación adecuada del cable óptico, en la línea y subestación

Realización de empalmes y medición de atenuación de cada empalme.

Tipos de fibras y conectores ópticos, en Pig tails y caja de conexiones.

Durante el montaje verificar:

En la siguiente unidad continuaremos estudiando el mon-taje de los equipos faltantes como son el tablero de servi-cios propios, el banco y los cargadores de baterías, entre otros; los cuales tienen una estrecha relación con los vis-tos en esta unidad, sin embargo debido a la extensión del documento se optó por separarlos.


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Conclusión

El documento de la presente unidad da cuenta sobre los procesos durante el desarrollo de la obra electromecánica en subestaciones eléctricas de potencia, así como los documentos de registro y la normatividad correspondiente al monta-je de los equipos: compensador estático, equipo menor, tableros de protección, control y medición, sistema de control supervisorio y sistema de telecomunicaciones.

Es de gran importancia que se tomen en cuenta todas las indicaciones descritas en este documento ya que la incorrec-ta ejecución de algunas de las actividades que se realizan durante el proceso de montaje de los equipos puede tener repercusiones económicas, materiales y humanas.

Norma de referencia NRF-027-CFE

Norma IEC- 60044-2

Norma IEC-60099

Especificación CFE JA100-57

Especificación CFE VE000-13


Fuentes consultadas

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Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (S.E-OE-III.5)

Registro de montaje NB 8312-13

Especificación y anexos CFE VE6700-41

Especificación G0000-65

Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (SE-OE-IV.1)


Especificación SICLE G0000-34 SISCOPROMM V6700-55

Procedimiento de montaje NB 8319

Especificación CFE U4000-10

Especificación G0000-65

Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (S.E-OE-IV.1 Y V.3)


Registro de montaje 8325


42

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICODivisión de Educación Continua y a Distancia

Facultad de Ingeniería

..:: Jefatura de la DivisiónMtro. Víctor Manuel Rivera Romay

E-mail: [email protected]

..:: Secretaría Académica Lic. Anabell Branch Ramos


..:: Coordinación de Contenidos Académicos Mtra. Ivett Gutiérrez Peimbert


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..:: Diseño Gráfico Lic. Antonio Gómez Fuentes


..:: Programación de Plataforma Lic. Christian Emmanuel Nava Basilio


COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDADSubdirección de Proyectos y Construcción

Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación

..:: Coordinación de Proyectos deTransmisión y Transformación

Ing. César Fuentes EstradaE-mail: [email protected]

..:: Coordinador de Esc. Sup. De ObraIng. Elder Ruíz Mendoza


..:: Desarrollo de Contenidos y Tutores Ing. Dionicio Mosqueda Medina


Ing. Ángel Rosas Pérez E-mail: [email protected]

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Ing. Juan Pablo Trujillo Flores E-mail: [email protected]

Ing. Silverio Muñoz Dasa E-mail: [email protected]

supervisiÓn de proyectos de construcciÓn de...

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