Elaboracion Del Diagrama de La Subestacion Electrica y Planta de Emergencia (Trabajo de Investigacion)

INGENIERIA ELECTRICA

ELABORACION DEL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACION ELECTRICA DEL HOSPITAL GENERAL DE VERACRUZ DE PETROLEOS MEXICANOS

DIEGO ARMANDO ROSALES DIAZ E07021109 08/06/2012

INSTITUTO TECNOLOGICO DE VERACRUZ “ELABORACION DEL DIAGRAMA DE LA SUBESTACION ELECTRICA Y PLANTA DE EMERGENCIA DEL HOSPITAL GENERAL DE VERACRUZ DE PETROLEOS MEXICANOS”

INDICE GENERAL INTRODUCCION - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - JUSTIFICACION - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - OBJETIVOS GENERALES - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - CARACTERIZACION DEL AREA EN QUE PARTICIPO - - - - - - - - - - - - - - - PROBLEMÁTICA A RESOLVER - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - ALCANCES Y LIMITANTES DEL PROYECTO - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

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CAPITULOS 1.- CONCEPTOS GENERALES DE SUBESTACIONES ELECTRICAS 1.1.- CRITERIOS DE DISEÑO - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.2.- ASPECTOS DEL DISEÑO - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.3.- EL DIAGRAMA UNIFILAR - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.4.- LA RED DE TRANSMISION - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.5.- TIPOS DE SUBESTACIONES ELECTRICAS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.6.- ARREGLO DE BARRAS EN SUBESTACIONES - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.7.- TECNOLOGIA DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS - - - - - - - - - - 2.- ELEMENTOS CONSTITUTIVOS EN UNA SUBESTACION 2.1.- TRANSFORMADOR - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.2.-AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.3.- METODOS DE ENFRIAMIENTO - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.4.- CONTROL DE TEMPERATURA DEL TRANSFORMADOR - - - - - - - - - 2.5.- INTERRUPTORES - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.6.- RESTAURADORES - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.7.- CUCHILLA FUSIBLE - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.8.- APARTARRAYOS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.9.- TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACION - - - - - - - - - - - - - - - - 3.- PLANTAS DE EMERGENCIA 3.1.-IDENTIFICACIÓN DE LOS CONCEPTOS BÁSICOS DE UNA PLANTA ELÉCTRICA DE EMERGENCIA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 3.2.-IDENTIFICACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA PLANTA ELÉCTRICA DE EMERGENCIA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 3.3.-IDENTIFICACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES DE LAS PLANTAS ELÉCTRICAS DE EMERGENCIA - - - - - - 4.- MEDIDAS DE SEGURIDAD PARA EL MANEJO DE SUBESTACIONES Y TABLEROS DE CONTROL 4.1.- METODOLOGÍA PARA EL ACCESO A UNA SUBESTACIÓN - - - - - - - 4.2 ELABORACIÓN DE UN PROGRAMA DE CONTINGENCIA PARA UNA SUBESTACIÓN - - - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 5.- BANCOS DE TIERRA 5.1.-TEORÍA DE LA DISPERSIÓN DE LAS ALTAS CORRIENTES - - - - - - - - 5.2.- FUNCIONES DE UNA MALLA DE PUESTA A TIERRA - - - - - - - - - - - - 5.3.- REQUISITOS DE UNA MALLA A TIERRA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 5.4.-DISEÑO DE MALLA DE TIERRA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.- ELABORACIÓN DEL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN 6.1.- LEVANTAMIENTO DE EQUIPO UTILIZADO EN LA SUBESTACIÓN DEL

10 13 17 20 22 23 24 30 35 36 40 41 47 50 52 55 56 58 64 64 65

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HOSPITAL - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.2.- ANALISIS DE CARGAS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.3.- REALIZACION DEL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA S‟E‟ DEL HOSPITAL GENERAL VERACRUZ DE PEMEX - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - CONCLUSION - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - BIBLIOGRAFIA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

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INDICE DE FIGURAS CAPITULOS 1.- CONCEPTOS GENERALES DE SUBESTACIONES ELECTRICAS 1.1.- LA RED DE TRANSMISION - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.2.- ARREGLO DE BARRA SENCILLA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.3.- ARREGLO DE BARRA RADIAL - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.4.- ARREGLO DE BARRA EN ANILLO - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.5.- ARREGLO DE BARRA DE TRANSFERENCIA - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.6.- ARREGLO DE INTERRUPTOR Y MEDIO - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.7.- ALGUNOS ARREGLOS DE BARRA PARA SUBESTACION EN HEXAFLORURO DE AZUFRE - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.- ELEMENTOS CONSTITUTIVOS EN UNA SUBESTACION 2.1.- DIAGRAMA ELEMENTAL DE UN TRANSFORMADOR - - - - - - - - - - - - 2.2.- NUCLEO DE UN TRANSFORMADOR - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.3.- PARTES PRINCIPALES DE UN TRANSFORMADOR TRIFASICO - - - - 2.4.- VISTA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA - - - - - - - - - - - - - - - 2.5.- TRANSFORMADOR TRIFASICO DE GRAN POTENCIA - - - - - - - - - - - 2.6.- ENFRIAMIENTO TIPO AA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.7.- ENFRIAMIENTO TIPO OA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.8.- TIPOS DE TANQUES PARA TRANSFORMADORES ENFRIADOS POR ACEITE - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.9.- ENFRIAMIENTO DEL NUECLEO Y BOBINA POR CIRCULACION DE ACEITE - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.10.- TRANSFORMADOR CON ENFRIAMIENTO TIPO OW - - - - - - - - - - - - 2.11.- TRANSFORMADOR CON ENFRIAMIENTO TIPO OA - - - - - - - - - - - - 2.12.- ENFRIAMIENTO DEL NUECLEO Y BOBINA POR CIRCULACION DE ACEITE - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.13.- TRANSFORMADOR ENFRIADO POR ACEITE Y AIRE FORZADO OA/FA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.14.- DIAGRAMA DEL CONTROL DE TEMPERATURA DE UN TRANSFORMADOR - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.15.- ESQUEMA DE UNA IMAGEN TERMICA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.16.- ESQUEMA DE UTILIZACION DE UNA IMAGEN TERMICA - - - - - - - - 2.17.- ELEMENTOS CONSERVADORES DE ACEITE - - - - - - - - - - - - - - - - 2.18.- ONDA DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO SIMETRICA - - - - - - - 2.19.- ONDA DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO ASIMETRICA - - - - - - 2.20.- RESTAURADOR - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.21.- CUCHILLAS DESCONECTADORAS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.22.- APARTARRAYOS (EXPLOSORES) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.23.- APARTARRAYOS (RESISTENCIA VARIABLE) - - - - - - - - - - - - - - - - - -

23 26 26 27 28 29 33

36 37 39 39 40 42 42 42 43 44 44 45 46 47 48 49 49 51 51 54 55 57 57

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2.24.- ONDA DE CHOQUE - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.25.- TRANSFORMADOS DE CORRIENTE - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.26.- TRANSFORMADOS DE POTENCIA - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 5.- BANCOS DE TIERRA 5.1.- MEDICION DE LA RESISTIVIDAD DEL SUELO POR EL METODO WENNER - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 5.2.- DISTANCIA ENTRE ELECTRODOS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 5.3.- RESISTIVIDAD APARENTE OHM-M VS DISTANCIA ENTRE ELECTRODOS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 5.4.- CURVA M(h=a) VS K - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.- ELABORACIÓN DEL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN 6.1.- FIG. 1 IMÁGEN DEL DIAGRAMA ANTERIOR - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.2.- FIG. 2 IMAGEN DEL DIAGRAMA ANTERIOR - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.3.- DIAGRAMA UNIFILAR TERMINADO - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

58 62 63 82 83 84 85 92 92 93

INDICE DE TABLAS 1.- CONCEPTOS GENERALES DE SUBESTACIONES ELECTRICAS 1.1.- SELECCIÓN DEL NIVEL DE TENCION - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.2.- SIMBOLOS DE UN DIAGRAMA UNIFILAR - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1.3.- COMPARACION DE LAS CONFIGURACIONES DE BUSES - - - - - - - - 2.- ELEMENTOS CONSTITUTIVOS EN UNA SUBESTACION 2.1.- EQUIVALENCIAS DE FUNCIONES EN LOS TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.- ELABORACION DEL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACION 6.1.- TABLA DE BAJA TENSION - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.2.- TABLA DE A. ACONDICIONADO - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.3.- TABLA DE LOS CENTROS DE CARGA NORMALES - - - - - - - - - - - - - 6.4.- TABLA DE LOS CENTROS DE CARGA DE EMERGENCIA - - - - - - - - 6.5.- TABLA DEL TABLERO H Y S NORMAL - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.6.- TABLA DEL TABLERO H Y S DE EMERGENCIA - - - - - - - - - - - - - - - - 6.7.- TABLERO T.G.Q. - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

17 21 31 59

89 89 90 90 91 91 91

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INTRODUCCION Se da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que sirven para alimentar el servicio eléctrico de alta tensión a un local con una demanda grande de energía para obtener luz, calefacción, y otros servicios. Las subestaciones eléctricas no obstante su elevado costo son convenientes al usuario debido a que la cuotas de consumo, medidas en alta tensiono n mucho más económicas que cuando lo servicio son suministrados por la empresa en baja tensión, por lo cual, el gasto inicial compensa en poco tiempo quedando un ahorro permanente al propietario. Actualmente las subestaciones de tipo abierto para interiores han pasado a la historia los materiales modernos que hemos visto permiten la construcción de subestaciones unitarias o también llamadas compactas dentro de las cuales se disponen los aparatos y accesorios que señalan las normas de reglamento de obras e instalaciones eléctricas que son como sigue: Las subestaciones unitarias consta de un gabinete de medidas normalizadas fabricado de lámina rolada de frio protegido con pintura anticorrosiva en capa gruesa y tres mano de pintura auto motiva para alojar lo siguiente. SUBESTACION ELECTRICA: es el conjunto de elementos que transforman, distribuyen, controlan y miden la energía eléctrica proveniente de las plantas generadoras, líneas de transmisión o líneas de distribución en alta tensión.

Por su servicio: a) Subestación tipo intemperie: estas subestaciones se construyen en terrenos expuestos a la intemperie de un diseño y equipo capaz de soportar, condiciones atmosféricas adversas (lluvia, viento, nieve e inclemencias ambientales diversas). b) Subestación de tipo interior: en esta subestación el equipo y diseño de la subestación están adaptados para operar en lugares protegidos de los cambios climatológicos.

Por su construcción: a) Subestaciones compacta. También llamadas unitarias. En estas subestaciones el equipo se encuentra protegido por gabinetes y el espacio

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necesario es muy reducido. Pueden construirse para servicio interior o para servicio exterior. b) Subestaciones convencionales el equipo que se instala en este tipo de subestaciones también llamadas abiertas, se coloca en estructura metálica, se aíslan tan solo por una malla de alambre, es decir, no van en gabinetes. Pueden construirse para servicio interior y exterior.

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JUSTIFICACION Los diagramas unifilares representan todas las partes que componen a un sistema de potencia de modo gráfico, completo, tomando en cuenta las conexiones que hay entre ellos, para lograr así la forma de una visualización completa del sistema de la forma más sencilla. La importancia de las diferentes partes de un sistema varía con el problema, y la cantidad de información que se incluye en el diagrama depende del propósito para el que se realiza. La falta de un diagrama unifilar de la subestación eléctrica del Hospital Regional Veracruz de Petróleos Mexicanos así como de los tableros subgenerales es el de suministrar en forma concisa información significativa acerca del sistema, así mismo su falta dificulta el mantenimiento, y el engrandecimiento de la misma, para ello se llevara a cabo la elaboración de un diagrama.

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OBJETIVO GENERAL Elaboración del diagrama de la subestación eléctrica del Hospital General Veracruz de Petróleos Mexicanos OBJETIVOS ESPECIFICO 1 Elaboración del procedimiento para la operación de la subestación eléctrica y tableros de baja tensión. OBJETIVOS ESPECIFICO 2 Actualización de datos técnicos para inventarios. OBJETIVOS ESPECIFICO 3 Elaboración de proyecto para renovación de tableros eléctricos de media y baja tensión.

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CARACTERIZACION DEL AREA EN QUE PARTICIPO El Hospital atiende a una población de 27,700 derechohabientes, contando con una infraestructura que abarca diversas especialidades médicas que contribuyen al desarrollo del diagnóstico y la prevención. Es importante mencionar, que el Hospital General Veracruz, tiene como misión proporcionar atención médica integral con enfoque preventivo, mediante una cultura de corresponsabilidad de los trabajadores jubilados y derechohabientes de la empresa, que considere a la persona en el trabajo, en la familia, en la comunidad y en el medio ambiente, para mejorar su calidad de vida. También tiene como visión, ser una organización de servicios de salud de clase mundial, que incursione en nuevos mercados e incorpore la tecnología al modelo de atención a la salud, basado en la predicción para contribuir a una vida plena, individual y colectiva. La estancia en residencias fue en el área de mantenimiento trabajando en la realización del diagrama unifilar de la subestación del mismo.

PROBLEMÁTICA A RESOLVER La problemática a resolver es la elaborar el diagrama unifilar, ya que no existe alguno, y dificulta el poder realizar actualizaciones así como mantenimientos y la identificación de interruptores del mismo.

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ALCANCES Y LIMITANTES DEL PROYECTO Se pretende realizar el diagrama unifilar del Hospital Veracruz de Petróleos Mexicanos, así como Elaborar el procedimiento para la operación de la subestación eléctrica y tableros de baja tensión. De igual manera después de obtener los anteriores alcances se actualizarán los datos técnicos para inventarios.

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CAPITULO I CONCEPTOS GENERALES DE SUBESTACIONES ELECTRICAS La planeación de un sistema, se puede dividir en dos partes, que son:  

DISEÑO CONCEPTUAL DISEÑO DE DETALLES

Durante la fase de planeación, los estudios que se han realizado deben probar que el diseño es óptimo y que son prácticos ´para construir y operar. El diseño conceptual en los sistemas eléctricos de potencia, se pueden establecer como la armoniosa integración de varios aspectos discretos, pero que compiten en el diseño del sistema para satisfacer los requerimientos u objetivos operacionales en forma económica. Esta etapa, en cualquier proyecto, es la más crucial en la cadena de los aspectos que llevan a la operación comercial de los sistemas eléctricos de potencia, ya que pueden determinar el éxito o falla del sistema. El diseño conceptual también se le conoce como INGENIERÍA BÁSICA DE LOS PROYECTOS y requiere de una familiarización con las distintas fases del diseño y de mantener en forma anticipada los posibles conflictos potenciales entre estos aspectos. Puede requerir de estudios analíticos para verificar la factibilidad del diseño. En el caso del diseño de subestaciones eléctricas, la ingeniería básica o diseño conceptual deben estar familiarizados con los estudios de cortocircuito, la protección y la coordinación de los dispositivos de protección, los estudios de flujos de cargas, los estudios de estabilidad dinámica y de estado estacionario. También, para el diseño de las subestaciones de tipo industrial, se deben tener conocimientos elementales de los distintos tipos de cargas y procesos, tales como los que se tienen en las industrias: Papelera, Metalurgia, Petrolera, Cementera, Petroquímica, Electroquímica, Electrometalúrgica, etcétera. En este tipo de industrias o procesos, significa que se debe tener conocimiento de los requerimientos de cargas especiales, tales como: 

Convertidores estáticos de Var‟s.

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 Accionamientos de velocidad ajustable.  Soldadura por resistencia.  Accionamiento para grades motores.  Hornos de arco eléctrico, etcétera. Los tres aspectos claves para el diseño conceptual son:  Requerimientos del diseño.  Criterios de diseño.  Aspectos del diseño. REQUERIMIENTOS DEL DISEÑO En primer lugar, antes que nada, se deben establecer los objetivos primarios y secundarios para el proyecto del sistema eléctrico, a través de la consulta con ingenieros de proceso, operadores y personal de mantenimiento. Esto podría incluir objetivos, tales como continuidad de servicios y la clasificación de los procesos como crítica, esencial o de propósitos generales. En segundos lugar, una buena comprensión del tipo de cargas y su aplicación resulta fundamental para una buena planeación del sistema, se debe tomar también una información completa de comportamiento de la carga para determinar las necesidades de potencia real y reactiva. Asimismo, se debe hacer una revisión de las cargas y procesos y sus requerimientos de confiabilidad, basadas en los aspectos económicos, que es establecer cuál es el costo de la producción o equipo dañado debido a las falas en el suministro de la energía eléctrica, las salidas temporales, las depresiones o elevaciones de voltaje o las ondas de sobretensiones. Los procesos y requerimientos de las cargas, se pueden determinar examinando procesos existentes o cargas; cuando no se tiene información disponible, entonces lo mejor es tomar la experiencia de cargas similares. Algunas veces es necesario tomar nota de cargas especiales para ciertos tipos de subestaciones eléctricas industriales, algunas de estas son las siguientes:       

Arranque de grades motores. Hornos de arco. Soldadura de resistencia. Convertidores estáticos de VAR (potencia reactiva). Cargas electrónicas sensibles. Alto nivel de ruido. Cargas con corrientes armónicas.

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

Coordinación de la energía eléctrica con otros sistemas de energía.

Como conclusiones del comportamiento de la carga, se pueden establecer las siguientes:  Requerimientos del suministro de potencia (cargas pico, demanda máxima, factor de diversidad, factor de carga y factor de demanda).  Requerimiento de confiabilidad (cargas críticas, esenciales y de propósitos generales).  Requerimiento de calidad del suministro de la energía (voltaje constante, depresiones de voltaje, presencia de armónicos, ondas de sobretensiones, etcétera).  Necesidad de seguridad física (subestaciones atendidas o no atendidas, cuartos de motores, etcétera). En tercer lugar, se determina la carga total, factor de carga y de demanda, cuya definición es la siguiente: Carga pico. Es la máxima carga, ya sea en máximo instantáneo o en máximo promedio en un periodo de tiempo. Carga promedio. Es la carga promedio en un periodo de tiempo, que puede ser un día, una semana, un mes o un año.

Carga conectada. Es la suma de las capacidades normales de todas las cargas conectadas. Demanda. Es la carga eléctrica promedio durante un periodo de tiempo, usualmente se expresa en KW o KVA, promediando el tiempo en periodos de 15 o 30 minutos o 1 hora. Demanda máxima. La mayor de todas las demandas que ocurren durante un periodo de tiempo específico. El periodo para propósitos de facturación es de 1 mes.

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En cuarto lugar, se deben, considerar las necesidades futuras para el sistema para los próximos 5, 10 y hasta 20 años, tomando en consideración no solo crecimiento de la demanda, también posibles cambios en los procesos y la incorporación de accionamientos electrónicos para maquinas eléctricas. En quinto lugar, en particular para las subestaciones o sistemas eléctricos industriales, se debe tomar en cuenta, en ciertos casos, la posibilidad de cogeneración, si existen proyectos de autoabastecimiento o de compra de mayor cantidad de energía a una tarifa diferente. La generación local generalmente incrementa la confiabilidad del sistema eléctrico para cargas locales.

1.1.- CRITERIOS DE DISEÑO Se requiere de un criterio uniforme o estándar para los propósitos de selección del sistema o equipos, así como para comparar distintas alternativas de un proyecto. Una vez que los requerimientos de la carga se han establecido, es necesario algún criterio básico para que se seleccione un sistema de distribución apropiado; la comparación entre distintos sistemas de distribución, se debe hacer sobre comunes, algunas de estas consideraciones básicas son las siguientes:

      

Seguridad. Confiabilidad. Simplicidad de operación. Calidad de voltaje. Mantenimiento. Flexibilidad. Costos.

SEGURIDAD La seguridad es una consideración panorámica durante la fase de diseño de detalles, si no se pone suficiente atención a los aspectos de seguridad, entonces el personal puede ser puesto en riesgo durante la operación y mantenimiento del

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sistema, puede ocurrir también una falla catastrófica del equipo y una falla en el suministro de la energía, por lo que se deben seguir estrictamente todos los requerimientos de las normas y códigos; adicionalmente, algunas de las consideraciones básicas que permiten la seguridad son las siguientes:  

         

Verificar la adecuada capacidad de los interruptores y dispositivos de desconexión. Los conductores energizados deben estar dentro de canalizaciones (ductos, tubos, conduits, charolas), o bien, colocados correctamente a suficiente altura. Se deben bloquear convenientemente los desconectadores sin carga con los interruptores. Se deben mantener desenergizado solo el equipo que tiene tarjetas de seguridad o candado. Minimizar el acceso a los cuartos de equipos eléctricos y tener las salidas adecuadas. Proteger todos los aparatos eléctricos de posibles daños mecánicos, dejar las áreas accesibles solo para operaciones y mantenimiento. Considerar las áreas peligrosas. En caso necesario usar equipo a prueba de explosiones. Colocar señales y letreros de alerta en bardas, compuertas, puertas y conduits. Usar una conexión a tierra adecuada para el sistema eléctrico de potencia y para el equipo. Instalar alumbrado de emergencia para señalizar las señales de salida. Proporcionar las capacidades correctas para el equipo. Entrenar y capacitar al personal de operación y mantenimiento.

CONFIABILIDAD En requerimiento de confiabilidad para un tipo dado en sistema, se puede lograr por distintos, métodos, algunos aspectos a considerar son: Selección de los niveles apropiados de los voltajes de suministro. Los sistemas de distribución de las empresas suministradoras tienen por lo general menor confiabilidad que los sistemas de subtransmisión o de transmisión. Los sistemas de distribución de clase 6.6 o 15 KV, se usan generalmente para

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alimentar cargas residenciales o comerciales y están expuestos a muchos riesgos. Los sistemas con voltajes mayores están diseñados con mayor cuidado y tienen por lo tanto mayor protección incorporada. Redundancia. Duplicar la trayectoria de alimentación entre la fuente y la carga proporciona confiabilidad adicional y permite también mantener en servicio una trayectoria de alimentación, mientras la otra está en mantenimiento. Sistema de protección adecuado para el sistema y el equipo. Una coordinación de protecciones apropiada de los dispositivos de protección permite hacer selectiva la operación de las protecciones, afectando al menor número de cargas durante una falla. Control y monitor. La instalación de las alarmas apropiadas informa al personal de mantenimiento de problemas que se presenten, tan pronto como estos ocurran, con lo que se puede tener una intervención oportuna para resolver los problemas, reduciendo los tiempos fueron de servicio. Selección apropiada de equipo confiable. Los equipos cuyas capacidades se seleccionan en forma conservadora, proporcionarán servicio por periodos de tiempo más largos, es decir, se deben seleccionar para cumplir con un cierto ciclo de trabajo durante su tiempo de vida esperado. SIMPLICIDAD DE OPERACIÓN Se debe seleccionar un sistema simple, es decir, que sea sencillo de operar, los sistemas diseñados en forma simple pueden proporcionar el servicio que la carga requiere, esto parecería obvio, pero es una consideración muy importante que se debe hacer, ya que los sistemas sencillos son seguros y más confiables. CALIDAD DE VOLTAJE La calidad del voltaje se suministro ha venido a ser en los últimos años una consideración importante, debido al incremento de las cargas sensibles, como son los equipos controlados en forma electrónica, los equipos que incluyen computadoras, los requerimientos particulares para la calidad del suministro de

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energía eléctrica; mismo que se deben establecer en forma típica. Los conceptos a considerar son los siguientes:  Regulación de voltaje.  Depresiones (Sags) y elevaciones (swells) de voltaje.  Control de frecuencia  Distorsión de la forma de onda (armónicas).  Interferencia electromagnética.  Transitorios de voltaje. REQUERIMIENTO DE MANTENIMIENTO El mantenimiento apropiado es un elemento clave para asegurar la continuidad y la calidad en el suministro de energía, por lo tanto, se deben incorporar todas las previsiones necesarias para tener un mantenimiento efectivo y eficiente, esto se debe hacer desde las consideraciones del diseño de detalles mismo. Algunos de los aspectos relacionados con el mantenimiento, que se deben considerar desde la fase de diseño, son los siguientes:         

Limpieza. Control de humedad y polvo. Ventilación adecuada. Reducción del efecto de corrosión. Inspecciones térmicas. Inspecciones visuales. Pruebas regulares. Conservación de registros. Aplicación de normas, códigos y recomendaciones de los fabricantes.

FLEXIBILIDAD El sistema se debe diseñar de manera que cuando sea necesario se pueda aumentar o cambiar sin problema, esto incluye cada nivel de voltaje, comenzando por los tableros de bajo voltaje a 127/220 V y hacia arriba. Se deben proveer espacios, aun cuando no estén proporcionados, por los fabricantes, para los interruptores que los requieren. Los transformadores de potencia deben tener suficiente capacidad para aumentos futuros de carga. Se debe permitir más espacio para ampliaciones futuras.

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COSTOS En todas las decisiones de ingeniería, el costo de los sistemas se debe balancear contra la confiabilidad que estos sistemas deben tener, de hecho, la confiabilidad de los sistemas está dictada por los requerimientos de las cargas, de manera que los arreglos de los equipos y las características de los mismos deben estar en concordancia con la confiabilidad deseada por el sistema.

1.2.- ASPECTOS DEL DISEÑO Hay seis aspectos principales que deben ser considerados en el diseño de los sistemas eléctricos de potencia, que son:      

La selección del nivel de tensión El conocimiento del nivel del cortocircuito. La forma de aislar las fallas a tierra. La liberación rápida de fallas La operación selectiva de la protección La prevención da la operación con fallas monofásicas.

LA SELECCIÓN DEL NIVEL DE TENSION Este es un concepto importante para los aspectos económicos y operacionales de un sistema, a un voltaje más alto se tiene una menor corriente para cualquier carga. En el caso de las instalaciones eléctricas de baja o media tensión, el tamaño del conductor y la caída de voltaje en los alimentadores están directamente relacionados con la corriente a conducir, por ampacidad y por caída de voltaje; sin embargo, si los conductores son muy pequeños, no tendrán la suficiente capacidad mecánica para ser manejadas en todas las condiciones. El uso de tensiones altas tiende a ser más caro, debido al incremento en el nivel de aislamiento. A continuación se da, para el nivel de tensiones de utilización industrial y comercial, la relación entre voltaje, corriente y cargas.

VOLTAJE (V)

CORRIENTE

KVA

CARGA 80 % KVA

200

166

133

400

333

266

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480

2400

4160

12470

13200

13800

600

500

400

800

667

532

1200

1000

800

1600

1330

1065

2000

1663

1330

3000

2500

2000

4000

3325

2660

400

1663

1330

800

3333

2660

1200

5000

4000

2000

8313

6650

600

4325

3460

1200

8650

6920

2000

14410

11530

3000

21600

17280

600

13720

10975

1200

25920

20735

2000

43200

34560

3000

64700

51835

600

13720

10975

1200

27435

21950

2000

45725

36580

3000

68590

54870

600

14340

11475

1200

28680

22950

2000

47800

38345

3000

71700

57365

EL CONOCIMIENTO DEL NIVEL DE CORTOCIRCUITO El nivel de cortocircuito y el nivel de tensión en un sistema eléctrico están interrelacionados, un interruptor tiene la misma capacidad interruptiva a cualquier nivel de voltaje, esto es un interruptor diseñado para operar en bajo voltaje tiene la misma capacidad interruptiva en medio voltaje, pero a medida que el voltaje del sistema aumenta, el valor de los KVA que se deben interrumpir aumentan; por lo tanto, los grandes sistemas necesitan operar a altos voltajes.

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LA FORMA DE AISLAR LAS FALLAS DE TIERRA Este aspecto del diseño conduce a la protección por relevadores, en primera instancia para las fallas de línea a tierra en un punto del interruptor más cercano a la misma, dado que la mayoría de las fallas en los sistemas eléctricos arrancan como una falla de línea a tierra; la interrupción de tales fallas en forma instantánea (2 a 4 ciclos), da como resultado un mínimo daño permanente. Los sistemas de voltaje medio de 2.4 a 13.8 KV, deben estar conectados a tierra a través de resistencia, para limitar el daño de las fallas a tierra que puede ocurrir en las maquinas cuyos neutros están sólidamente conectados a tierra en este nivel de voltaje. Con un relevador sensor de tierra (50GS), las corrientes tan bajas como 15-30 A, se pueden detectar y hacer operar al relevador de forma instantánea. LIBERACION RAPIDA DE FALLAS Para sistemas eléctricos con tensión media del tipo industrial, este rango debe estar entre 8 y 10 ciclos a la frecuencia del sistema, y los interruptores para sistemas de mayor tensión, deben permitir la interrupción de fallas en tiempos que permitan la interrupción de fallas en tipos que permitan la estabilidad del sistema. LA OPERACIÓN SELECTIVA DE LA PROTECCION Este aspecto se refiere a la conveniencia de minimizar el efecto de las fallas, es decir, hacer más cercano selectiva la protección de manera que opere actuando sobre el elemento más cercano a una falla y en ese orden, tratando de desconectar al menor número de elementos; es decir. Cuando no opera el más cercano a la falla, lo debe hacer el siguiente, más cercano y así sucesivamente, con tiempos que permitan establecer la selectividad. LA PREVENCION DE LA OPERACIÓN DE FALLAS MONOFASICAS Un motor trifásico de inducción es eficiente y opera desarrollando el par necesario, en la medida que sus tres devanados están energizados, si el circuito de alimentación al motor está protegido por fusibles y opera uno de estos, momentáneamente se queda el motor en dos fases y se sobre excita, el par se reduce y la corriente aumenta hasta el punto en que se puede sobrecalentar; por

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esta razón, no se recomienda en muchos casos no usar fusibles, a pesar de que son de menor costo que otros dispositivos de desconexión.

1.3.- EL DIAGRAMA UNIFILAR Uno de los aspectos fundamentales del diseño conceptual o ingeniería básica es la preparación de un diagrama unifilar preliminar, que se usa durante la fase de estudio e incluye las principales componentes del sistema. Normalmente no se incluyen los detalles que se van adicionando durante la fase del diseño detallado de un proyecto, es decir, se incluyen transformadores de potencia, interruptores, cuchillas desconectadoras, cables, buses o barras, transformadoras de instrumento, apartarrayos, etcétera. También se puede incorporar la parte de la red asociada a los datos en el punto de conexión con la compañía suministradora, así como los niveles mínimos y máximos de cortocircuito. El diagrama unifilar se usara para las especificaciones, detalles de instalación, pruebas de equipo y sistema. Un diagrama unifilar completo, debe incluir lo siguiente:  

        

Fuentes de alimentación o puntos de conexión a la red, incluyendo valores de voltajes y de cortocircuito. Generadores (en su caso), incluyendo su potencia en KVA o MVA, voltaje, impedancia (síncrona, transitoria, subtransitoria, secuencia negativa y secuencia cero) y método de conexión a tierra. Tamaño y tipo de todos los conductores, cables, barras y líneas aéreas. Tamaño de transformadores, voltajes, impedancia, conexiones y métodos de conexión a tierra. Dispositivos de protección (fusibles, relevadores, interruptores). Transformadores de instrumentación (potencia y corriente). Apartarrayos y bancos de capacitores. Capacitores para mejoría del factor de potencia. Identificación de cargas (en su caso), incluyendo grandes motores eléctricos e impedancias. Tipos de relevadores. Ampliaciones futuras.

La cantidad de detalle en un diagrama unifilar está determinada por su uso relativo, el diagrama unifilar conceptual no debe contemplar toda la información descrita anteriormente.

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La simbología usada en los diagramas unifilares es la que se indiaca en la tabla siguiente Los símbolos más utilizados en instalaciones eléctricas son los siguientes:

Símbolo

Descripción Pantalla , Blindaje Por ejemplo, para reducir la penetración de campos eléctricos o electromagnéticos. El símbolo debe dibujarse con la forma que convenga. Conductor Conductores(unifilar) Las dos representaciones son correctas Ejemplo: 3 conductores Transformador Unión Punto de conexión Conexión en T Corriente continua Corriente alterna Corriente rectificada con componente alterna. (Si es necesario distinguirla de una corriente rectificada y filtrada)

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Polaridad positiva Polaridad negativa Neutro Tierra Se puede dar información adicional sobre el estado de la tierra si su finalidad no es evidente.

Acometida

Fusible Fusible-Interruptor

Pararrayos

1.4.- LA RED DE TRANSMISION La red de transmisión se usa para transmitir grandes cantidades de potencia eléctrica de las plantas generadoras a los centros de cargas más importantes y para facilitar el intercambio de potencia entre empresas eléctricas. En forma similar a las platas generadoras, la red de transmisión se debe diseñar para una máxima confiabilidad y flexibilidad de operación. Las líneas de transmisión se conectan entre subestaciones, saliendo de las subestaciones de las centrales eléctricas o plantas generadoras para intersectar sistemas eléctricos que sean vecinos. En el siguiente diagrama, se muestra un ejemplo de red de transmisión.

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1.5.- TIPOS DE SUBESTACIONES ELECTRICAS Dependiendo del nivel de voltaje, potencia que manejan, objetivo y tipo de servicio que prestan, las subestaciones se pueden clasificar como:      

Subestaciones elevadoras Subestaciones reductoras Subestaciones de enlace Subestaciones en anillo Subestaciones radiales Subestaciones de switcheo

SUBESTACION ELEVADORA Este tipo de subestaciones se usa normalmente en las centrales eléctricas, cuando se trata de elevar los voltajes de generación a valores de voltaje de transmisión. SUBESTACION REDUCTORA En estas subestaciones, los niveles de voltaje de transmisión se reducen al siguiente (subtransmisión), o de subtransmisión a distribución o eventualmente a utilización.

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Estas son subestaciones que se encuentran en las redes de transmisión, subtransmisión o distribución y constituyen el mayor nuero de subestaciones en un sistema eléctrico. SUBESTACIONES DE ENLACE En los sistemas eléctricos, se requiere tener mayor flexibilidad de operación para incrementar la continuidad del servicio y consecuentemente la confiabilidad, por lo que es conveniente el uso de las llamadas subestaciones de enlace. SUBESTACIONES EN ANILLO Estas subestaciones se usan con frecuencia en los sistemas de distribución para interconectar subestaciones que están interconectadas a su bes con otras. SUBESTACIONES RADIALES Cuando una subestación tiene un solo punto de alimentación y no se interconectan con otras, se denomina RADIAL. SUBESTACIONES DE SWITCHEO En estas subestaciones no se tienen transformadores de potencia, ya que no se requiere modificar el nivel de voltaje de las fuentes de alimentación y solo se hacen operaciones de conexión y desconexión (maniobra o switcheo).

1.6.- ARREGLO DE BARRAS EN SUBESTACIONES Las subestaciones eléctricas en transmisión y distribución se diseñan también para tener, en la medida de lo posible, una máxima confiabilidad y flexibilidad de operación. La facilidad para switchear o desconectar equipos y sacarlo de servicio para salidas para la operación confiable de los sistemas. Existen varios arreglos de barra para las subestaciones, que son usados por las distintas empresas eléctricas para satisfacer el rendimiento de una operación confiable y flexible del sistema. Algunos de estos arreglos se usan en las subestaciones de los sistemas eléctricos de potencia, pero también en instalaciones para grandes usuarios industriales y comerciales.

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La selección de un arreglo de barra en particular y su representación en un diagrama unifilar, de los llamados simplificados, requiere de un estudio previo donde se determinen: los requerimientos de la demanda de energía, las ampliaciones del sistema y la afectación que esto pueda tener, la flexibilidad y facilidad para el mantenimiento, así como los costos asociados a la cantidad de equipo que intervienen en cada tipo de arreglo de barra. Los arreglos de barras más comunes son los que se indican a continuación, en orden de complejidad y costo. a) b) c) d) e) f) g) h)

Barra simple o sencilla. Barra seccionadora. Barra principal y barra de interconexión. Barra principal y barra de transferencia. Barra principal y barra auxiliar. Barra principal, barra auxiliar y barra de transferencia. Interruptor y medio. Doble barra, doble interruptor.

Una descripción genérica de alguno de los arreglos de barra más comunes o de uso más generalizado se da a continuación. ARREGLO DE BARRA SENCILLA Son subestaciones que constan solamente de una barra para cada tensión, por lo que no ofrecen mayor grado de flexibilidad, ya que una falla en barras produce la salida total, por lo que se procura que tenga la capacidad de poder ser seleccionada a través de cuchillas. El mantenimiento en ellas se dificulta al no poder transferir el equipo, su utilización es principalmente en subestaciones de pequeña capacidad o de tipo industrial pequeñas.

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ARREGLO DE BARRA RADIAL El esquema de barra radial mostrado en la siguiente figura, representa el arreglo más económico en términos de requerimiento del equipo. Obsérvese que solo se tiene un interruptor por cada terminación de línea, sin ninguna previsión para alimentar una línea de otra barra dentro de la subestación; por lo tanto, la configuración radial ofrece la menor flexibilidad operativa. Se usa en subestaciones de distribución de distribución o de subtransmisión.

ARREGLO DE BARRA EN ANILLO En el esquema de barra en anillo, que se muestra en la siguiente figura, el número de interruptores e igual al número de las líneas que terminan en la subestación. La barra en anillo es un diseño más económico que el denominado

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de interruptor y medio, pero también ofrece menor confiabilidad y flexibilidad de operación. El nombre de barra o bus en anillo, viene del hecho de que los interruptores y bus de trabajo forman un anillo eléctricamente.

ARREGLO DE BARRA DE TRANSFERENCIA El arreglo con barra de transferencia puede tener algunas variables, en este tipo de arreglos cada linea de transmision esta conectada a la barra principal por medio de una cuchilla desconectadora, como se muestra en la figura. La barra o bus de transferencia esta conectada a la barra o bus principal por medio de un interruptor de transferencia, entonces el bus de transferencia sirve entonces como una alternativa de suministro para cualquiera de las linea de transferencia. En condiciones normales de operación, el bus de transferencia y el bus principal etan energizados.

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Cuando es necesario retirar de servicio alguno de los interruptores de línea, se puede seguir el orden de desconexión que se indica:     

Disparar o desconectar el interruptor de transferencia. Se cierra el interruptor del bus de transferencia de la línea afectada. Se recierra el interruptor del bus de transferencia. Se dispara o abre el interruptor de la línea afectada. Se abre la cuchilla desconectadora para aislar el interruptor.

Este orden se desconexión es solo una posibilidad, ya que el orden depende principalmente del arreglo de la subestación y de los procedimientos de operación de la empresa eléctrica. ARREGLO DE INTERRUPTOR Y MEDIO El esquema de interruptor y medio mostrado en la figura, se usa normalmente en subestaciones eléctricas de la red de transferencia, en voltajes de 220 Kv, 230 Kv o superiores. En este esquema de arreglo de barras para subestaciones, hay dos barras o buses principales con tres interruptores que conectan a dos barras. Las líneas de transferencia terminan en un punto eléctricamente entre cualquiera de

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los dos interruptores. El nombre de interruptor y medio” viene probablemente del hecho de que hay tres interruptores por cada dos líneas de transmisión, o bien, 1 ½ interruptor por línea. El interruptor a medio es, de hecho compartido por dos líneas. Para subestaciones con más de cuatro terminales para líneas de transmisión, se requieren más bahías de interruptores con las líneas terminales en forma similar a la figura siguiente:

Con este esquema se logra un alto grado de confiabilidad, dado que cualquier interruptor se puede retirar de operación, manteniendo todas las líneas de operación energizadas. Por ejemplo, de la figura anterior, si en interruptor A falla o es retirado de servicio por mantenimiento programado, la línea de transmisión T-1 permanece energizada a través del interruptor B; si en interruptor B se retira de operación, la línea de transmisión T-1queda energizada a través del interruptor A. la línea T-2 queda energizada a través del interruptor C y así sucesivamente. Obsérvese también que el generador está conectado a la subestación elevadora de transmisión en la misma forma que la línea de transmisión. También por razones de confiabilidad, si cualquiera de los interruptores D ó E se retiran de operación, el generador permanece conectado a la red. La sincronización del generador a la red se hace a través de los interruptores D ó E o ambos.

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En algunas ocasiones, una subestación puede estar diseñada para un arreglo de interruptor y medio y estar operando como un arreglo de bus en anillo, dejando fuera dos de los interruptores, como se muestra en la figura siguiente. Cuando el sistema requiere de una confiabilidad adicional, se pueden agregar los otros dos interruptores.

.

1.7.- TECNOLOGIA DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS Existen tres tipos de tecnologías de las subestaciones eléctricas SUBESTACION AISLADAS EN AIRE Este tipo de subestaciones, el aire sirve como medio aislante y, por lo tanto, se usa principalmente en exteriores. En el caso de subestaciones de alta y extra tensión, tiene el inconveniente de que ocupan un espacio importante para su construcción, por lo que su aplicación en áreas urbanas densamente pobladas

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está restringida a la disponibilidad de terrenos. De hecho, las subestaciones aisladas en aire tienen dos variantes constructivas: 1. Subestaciones tipo intemperie 2. Subestaciones tipo pedestal SUBESTACIONES TIPO INTERPERIE Estas subestaciones se construyen en terrenos o áreas expuestas al medio ambiente (intemperie) y, por lo tanta requieren de un diseño, aparatos y máquina que sean capases de soportar el funcionamiento en condiciones atmosféricas adversas (lluvia, viento, contaminación aérea, nieve, descargas atmosféricas, etcétera). Esta modalidad se unas en condiciones atmosféricas adversas para alto y extra alto voltaje. SUBESTACIONES TIPO INTERIOR Este tipo de subestaciones, los equipos y maquina usadas están diseñadas para operar en interiores, esta es una solución que ha caído en desusó para las subestaciones aisladas en aire, con la creciente utilización de subestaciones aisladas en hexafluoruro de azufre; sin embargo, como diseño, sique siendo una opción en ciertos casos de subestaciones localizadas en áreas urbanas. Comparación de las configuraciones de Buses Para dar una idea relativa de los niveles de configuración y los costos para los distintos tipos de arreglos de barra, se da una comparación con una subestación con seis líneas de transmisión.

ARREGLO DE BARRAS Radial Radial seccionado Barra principal y de transferencia Doble barra con interruptor de amarre

COSTOS APROXIMADOS POR UNIDAD 1.00 1.17 1.29 1.29

CONFIABILIDAD 6 5 4 4

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Interruptor y medio Barra de anillo Doble barra-doble interruptor

0.8 – 1.25 1.25 1.75

3.5 3.0 1

SUBESTACIONES AISLADAS EN HEXAFLORURO DE AZUFRE (SF6) En México este tipo de subestaciones generalmente se diseña en el rango de 115 a 400 Kv y tenciones superiores en otros países. En aquello casos en que por problemas de espacio o de impacto de medio ambiente, existen restricciones para construir las subestaciones convencionales con aislamiento en aire. Las subestaciones en SF6 ocupan aproximadamente ¼ del espacio de las equivalentes aisladas en aire, pueden estar diseñadas para operar en exterior o interior, para exteriores (intemperie) operan en rangos de temperatura de -25°c a +40°c, en tanto que para interiores en rango va de -5°c a +40°c. La aplicación de las llamadas subestaciones aisladas en gas data de finales de la década de los 70‟s, ya en forma extensiva, la transición de las subestaciones aisladas en aire (diseños convencionales) a la tecnología de las subestaciones aisladas en gas, requirió que se cumpliera una seria de requisitos, incluyendo la resistencia al cambio y la cantidad de experiencia acumulada en el diseño y operación de las subestaciones aisladas en aire. En la actualidad, la literatura disponible para las subestaciones aisladas en gas es bastante extensiva y proporcional en excelente punto departida para iniciar el estudio de esta tecnología, que en sus inicios siempre partió de las bases de establecer una comparación con las subestaciones aisladas por aire, que eran consideradas de diseño convencional, tomando en cuenta aspectos como:    

Espacio requerido de construcción Confiabilidad Tiempo de construcción Costos

Considerando que las subestaciones aisladas por aire y las subestaciones aisladas por gas deben cumplir con las mismas funciones, se pone énfasis en la diferencia de construcción, practica de mantenimiento. Impacto en los sistemas de potencia, diseños especiales en las subestaciones aisladas por gas, arreglos de barra y niveles de tención.

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1. 1L/1T = BARRA SENCILLA CON 1 LÍNEA Y 1 TRANSFORMADOR. 2. 2L/2T = BARRA SENCILLA CON 2 LINEAS Y 2 TRANSFORMADORES SIN INTERRUPTOR DE BARRA. 3. 2L/2T-A = BARRA SENCILLA CON INTERRUPTOR DE AMARRE (BARRA SECCIONADORA, CON 2 LINEAS Y 2 TRANSFORMADORES, SIN INTERRUPTOR DE BARRA). 4. 2L/2T-BA = BARRA SENCILLA CON INTERRUPTPR DE AMARRE Y INTERRUPTPR DE BANCO PARA 2 LINEAS Y 2 TRANSFORMADORES. 5. 4L/4T = COMBINACION DE ARREGLO PARA 4 LINEAS Y 4 TRANSFORMADORES. Actualmente, las subestaciones aisladas en gas (SF6) se construyen en niveles de tensión de hasta 800 KV en varias configuraciones y con distintos requerimientos de comportamiento, y aun cuando los costos de inversión inicial de una subestación en SF6 pueden ser mayores que los de una subestación equivalente de tipo convencional (aislada en aire), las subestaciones en SF 6 puede resultar ventajosa en el proyecto global. SUBESTACION COMPACTA A estas subestaciones también se les conoce como subestaciones unitarias y son muy usadas en instalaciones industriales y comerciales, reciben la energía, en el

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caso de las grandes industrias, de subestaciones primarias, paras ser distribuidas a distintos puntos en las instalaciones. Generalmente están cerradas completamente por medio de placas metálicas, de manera que no tiene partes vivas o energizadas expuestas al contacto de personas. Básicamente existen tres tipos de arreglos para este tipo de subestaciones: el radial, secundario selectivo y primario selectivo. Las subestaciones unitarias ofrecen ventajas que las hacen recomendables, tanto en instalaciones industriales como comerciales, así como grandes edificios donde el valor de la carga es considerable. Por lo general, son diseño modular con las ventajas siguientes: 

  

Los módulos se diseñan para su conexión en distintos arreglos y se pueden equipar con distintos tipos de equipos: de protección, medición o equipos mayores como: interruptores, fusibles. Desconectadores, apartarrayos, etcétera. Tienen un tamaño compacto. Se pueden instalar en recintos que son de acceso general, con algunas restricciones mínimas. Están protegidos contra efectos o gentes externos.

Las subestaciones unitarias están constituidas, como se mencionó antes, por módulos o unidades, que tienen básicamente tres componentes: 1. Unidad de alta tensión. 2. Unidad del transformador. 3. Unidad de baja tensión. Según sean las exigencias del servicio o la instalación, puede haber módulos o unidades adicionales con dispositivos, de acuerdo a las necesidades específicas.

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CAPITULO II ELEMENTOS CONSTITUTIVOS EN UNA SUBESTACION Los elementos que constituyen una subestación se pueden clasificar en elementos principales o primarios y elementos secundarios. ELEMENTOS PRINCIPALES O PRIMARIOS: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

Transformador Interruptor de potencia Restaurador Cuchillas fusibles Cuchillas desconectadoras y cuchillas de prueba Apartarrayos Tablero dúplex de control Condensadores Transformadores de instrumento

ELEMENTOS SECUNDARIOS 1. Cables de potencia 2. Cables de control 3. Alumbrado 4. Estructura 5. Herrajes 6. Equipos contra incendios 7. Equipo de filtrado de aceite 8. Sistema de tierras 9. Carrier 10. Intercomunicación 11. Trincheras, ductos, conducto, drenajes 12. Cercas

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2.1.- TRANSFORMADOR Un transformador en un dispositivo que: 1. Transfiere energía eléctrica de un circuito a otro conservando la frecuencia constante, 2. Lo hace bajo el principio de inducción electromagnética. 3. Tiene circuitos eléctricos que están eslabonados magnéticamente y aislados eléctricamente. 4. Usualmente lo hace con un cambio de voltaje, aunque esto no es necesario.

ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN TRANSFORMADOR: 1. Núcleo de circuito magnético 2. Devanados 3. Aislamientos 4. Aislantes 5. Tanque o recipiente 6. Boquillas 7. Ganchos de sujeción 8. Válvula de carga de aceite 9. Válvula de drenaje 10. Tanque conservador 11. Tubos radiales 12. Base para rolar 13. Placa de tierra 14. Placa de características

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15. Termómetro 16. Manómetro. 17. Cambiador de derivaciones o taps.

CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES Los transformadores se pueden clasificar por: a. La forma de su núcleo: 1. 2. 3. 4.

Tipo columnas Tipo acorazado Tipo envolvente Tipo radial

b. Por el número de fases: 1. Monofásico 2. Trifásico c. Por el número de devanados

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1. Dos devanados 2. Tres devanados d. Por el medio refrigerante 1. Aire 2. Aceite 3. Liquido inerte e. Por el tipo de enfriamiento 1. Enfriamiento OA 2. Enfriamiento OW 3. Enfriamiento OW/A 4. Enfriamiento OA/AF 5. Enfriamiento OA/AF/AF 6. Enfriamiento FOA 7. Enfriamiento OA/FA/FOA 8. Enfriamiento FOW 9. Enfriamiento A/A 10. Enfriamiento AA/FA f. Por la regulación 1. Regulación fija 2. Regulación variable con carga 3. Regulación variable sin carga g. Por la operación 1. 2. 3. 4. 5.

De potencia Distribución De instrumentó De horno eléctrico De ferrocarril

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2.2.-AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES Con la mayoría de las maquinas eléctricas, en su vida, prácticamente los transformadores dependen del comportamiento de sus aislamientos para las condiciones normales de operación. Por esta razón, las asociaciones de fabricantes de equipo eléctrico y las normas nacionales e internacionales han designado básicamente cuatro tipos de aislamientos con especificaciones y límite de temperatura. Esta clasificación es la siguiente: Aislamiento clase A. Diseñado para operar a no más de 55°C de elevación de temperatura que es el próximo al punto de ebullición del agua, pero en el caso de los transformadores tipo seco, previene accidentes con materiales combustibles en el aire con el transformador. Aislamiento clase B. La elevación de temperatura puede no exceder los 80°Cen las bobinas, por lo regular esto transformadores son más pequeños que los que usan aislamiento clase A Aislamiento clase F. Esta clasificación se relaciona con elevaciones de temperatura en la bobinas hasta de 115°C. Por lo general, corresponde a transformadores pequeños tipo distribución de hasta 25°C. Aislamiento clase H. Esta clase de materiales periten diseñar para elevaciones de temperatura de 150°C cuando está operando el transformador a una

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temperatura ambiente de 40°C, para que alcance hasta 190°C y con el punto más caliente no exceda los 220°C. Los materiales aislantes de clasificación H consisten de materiales o combinaciones de materiales, tales como: mica, fibra de vidrio, asbesto, elastómero y silicones o resinas de base de estos. En la actualidad, la mayoría de los transformadores tipo seco, usan aislamiento tipo H. Las normas americanas ANSI y NEMA establecen que un aislamiento tipo H puede operar a 150°C hasta 20 000 horas.

2.3.- METODOS DE ENFRIAMIENTO Para prevenir el rápido deterioro de los materiales aislantes dentro de un transformador, se deben proveer los medios de enfriamiento adecuados, tanto para el núcleo como para los devanados. Los transformadores con potenciales inferiores a 50 KVA, se pueden enfriar por medio del flujo de aire circundante a los mismos. La caja metálica que contiene se puede habilitar con rejillas de ventilación, de manera que corrientes de aire puedan circular por convención sobre los devanados al rededor del núcleo. Los transformadores un poco mayores se pueden construyen de la misma manera, pero se puede usar la circulación forzada de limpio. Esto transformadores, llamados de tipo seco, se usan por lo general en el interior de edificios, retirados de las atmosferas hostiles. Los transformadores del tipo distribución, menores a 200 KVA, son usualmente inmersos en aceite mineral y encerrados en tanques de acero, el aceite transporta el calor del transformador hacia el tanque. Debido a que el aceite e menor aislante que el aire se usa invariablemente en transformadores de alta tensión.

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Tipos de tanques para transformadores enfriados por acero a) Tanque liso b) Tanque ondulado c) Tanques con tupos Radiales

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De acuerdo con lo anterior, los tipos de enfriamiento para transformadores se clasifican: Enfriamiento tipo AA. Para transformadores tipo seco de voltaje nominal no mayores a 15 KV y pequeñas capacidades, que tienen enfriamiento propio no contienen aceite ni otros líquidos. Enfriamiento tipo AFA. Es un transformador tipo seco con enfriamiento por aire forzado. Su capacidad es simple, se basa en la circulación de aire forzado por ventiladores. Enfriamiento tipo OW. Estos transformadores hoy en día no son comunes, están sumergidos en aceite y son enfriados por agua, que se conduce a través de serpentines que se encuentran en contacto directo con el aceite del transformador. El aceite circula convención natural, alrededor de las serpentinas.

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Enfriamiento tipo OA. Como se ha mencionado antes, esto transformadores están sumergidos en aceite y tienen enfriamiento propio, se usan en capacidades mayores a 50 KVA. El tanque que contiene al transformador y al aceite, con el objetivo de que tenga una mayor capacidad de disipación de calor, puede estar corrugado o tener tubos radiales. En los transformadores de potencia el enriamiento tipo OA, se considera el tipo básico y se usa como norma para determinar o evaluar la capacidad y precio de otros.

Enfriamiento tipo OA/FA. En la medida de la capacidad de los transformadores se incrementa, se agregan radiales externos para aumentar la capacidad de enfriamiento. El aceite se mueve a través del transformador y circula alrededor de los tubos radiadores. Si desea aumentar aún más la disipación de calor, se agregan ventiladores que hacen circular el aire en forma forzada.

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Algunos transformadores grande se desean para tener una capacidad variable, según el tipo de enfriamiento usado, de tal forma que hay transformadores que pueden tener triple capacidad, dependiendo si son enfriado por circulación de aire natural, circulación forzada de aire de enfriamiento, por medio de ventiladores o circulación forzada de aceite acompañada de circulación forzada de aire (OA/FA/FA), o en el segundo caso FOA, o bien un combustible OA/FA/FOA. CONTROL DE TRANSFORMADOR  Temperatura del transformador  Presión de transformador  Nivel de aceite o líquido  Rigidez del aceite (Dieléctrico)

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2.4.- CONTROL DE TEMPERATURA DEL TRANSFORMADOR La temperatura de un transformador se lee por medio da termómetros de mercurio y, en algunos casos, por medio de termopares colocados en los devanados que alimentan a milivoltímetros calibrados en °C. Existen varios métodos para controlar la temperatura; los más modernos son el control de temperatura por medio del dispositivo de imagen térmica con relevador T.R.O. y la protección por relevador Buchholz. El método de IMAGEN TÉRMICA se basa en que cualquier sobrecarga o corto circuito dentro del transformador se manifiesta como una variación de corriente. El dispositivo está constituido por una resistencia de calefacción o caldeo, alrededor se encuentra una bobina cuya función es recibir la corriente de falla en /os devanados, que se detecta por medio de un transformador de corriente. La corriente que circula por la bobina, al variar, crea una cierta temperatura en la resistencia, y estos e indica en un milivoltímetro graduado en °C.

El milivoltímetro se conecta por medio de un puntero a un relevador T.R.O. que consiste en tres micro-switch, el primero opera a una temperatura determinada y acciona una alarma, el segundo lo hace a una temperatura limite y acciona a la bobina de disparo del interruptor, quedando el transformador fuera de servicio. También el relevador Buchholz nos sirve para controlar la temperatura del transformador. Se emplea a los transformadores que usan tanque conservador. Su principio de operación se basa en que toda falla interna del transformador va acompañada de una producción de gases.

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El relevador Buchholz se conecta en el tubo que va del transformador al tanque conservador, de manera que los gases producidos en aquel hagan que el aceite del tubo suban de nivel; al variar el nivel se mueven unos flotadores que tiene en su interior el relevador. Los flotadores, al moverse accionan un circuito de alarma, si a falla es mayor, accionan el disparo.

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La presión de los transformadores se controla normalmente por medio de manómetros que pueden tener accionamiento automático.

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El nivel de aceite se controla mediante indicadores de nivel que también pueden tener accionamiento automático. La rigidez dieléctrica se controla tomando muestra periódicamente del aceite del transformador, por medio dela válvula de muestra que se encuentra colocada por lo general en la parte inferior del transformador.

2.5.- INTERRUPTORES Genéricamente, un interruptor es un dispositivo cuya función es interrumpir y restablecer la continuidad en un circuito eléctrico. Si la operación se efectúa sin carga (corriente), el interruptor recibe el nombre de desconectadora o cuchilla desconectadora. Si en cambio la operación de apertura o cierre la efectúa con carga (corriente nominal) o con corriente de corto circuito (en caso de alguna perturbación), el interruptor recibe el nombre de DISYUNTOR O INTERRUPTOR DE POTENCIA. Los interruptores, en caso de apertura, deben asegurar el aislamiento eléctrico del circuito. Estudiaremos inicialmente los interruptores de potencia, por considerarse como uno de los elementos básicos de las subestaciones eléctricas, en particular de las de gran capacidad. INTERRUPTOR DE POTENCIA Los interruptores de potencia, como ya se mencionó, interrumpen y restablecen la continuidad de un circuito eléctrico. La interrupción la deben efectuar con carga o corriente de corto circuito. Se construyen en los tipos generales: a) Interruptor de aceite. b) Interruptor Neumático. c) Interruptor en hexafloruro de azufre (SF6) Para comprender el proceso de interrupción de cualquier tipo de interruptor de potencia, consideremos que se pone un generador 6 en corto circuito al cerrar un interruptor D, como se ilustra en la figura. Al hacer esto, circula una corriente muy grande que hace que opere automático el interruptor D.

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En el instante de cerrar el interruptor, se produce una corriente de cortocircuito cuyo valor está limitado por la resistencia del circuito inducido y la reactancia de dispersión. Pero, como se sabe, la resistencia del inducido es despreciable en comparación con la reactancia de dispersión, entonces, la corriente de corto circuito inicial está limitada únicamente por la reactancia de dispersión; debido al efecto electromagnético de la corriente, su valor disminuye y, en consecuencia, disminuye el valor de F.e.m.. a que ésta da lugar. De tal manera que la corriente adquiere un valor permanente que depende del campo inducido y que está limitado por la reactancia síncrona. Si en el instante de cerrar el interruptor D el voltaje es máximo, la corriente de cortocircuito recibe el nombre de corriente de cortocircuito simétrica y su oscilograma es semejante a la siguiente figura:

Si el interruptor se cierra en cualquier otro instante, entonces la I de corto circuito recibe el nombre de asimétrica.

Como hemos considerado que al cerrar el interruptor D y producirse la corriente

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de cortocircuito este interruptor D se desconecta automáticamente, entonces las magnitudes características a considerar durante el proceso de cierre* apertura son las siguientes: 1. 2. 3. 4. 5.

Voltaje nominal. Corriente inicial de cortocircuito. Corriente de ruptura. Capacidad interruptiva P. Voltaje de restablecimiento.

VOLTAJE NOMINAL Se debe considerar porque es el voltaje normal de operación del interruptor.

CORRIENTE INICIAL DE CORTO CIRCUITO Es el valor instantáneo de la corriente de falla.

CORRIENTE DE RUPTURA Es el valor permanente de la corriente de corto circuito.

CAPACIDAD INTERRUPTIVA Es la potencia de interrupción a una corriente Iv de ruptura para trifásicos P.

VOLTAJE DE RESTABLECIMIENTO Es el voltaje que se presenta en el interruptor después de la desconexión. En la siguiente figura, se presenta el proceso de interrupción de un interruptor automático.

2.6.- RESTAURADORES En los sistemas de distribución, además del problema de la protección de los equipos eléctricos, se presenta el de la „continuidad” del servicio, es decir, la protección que se planea en las redes de distribución se hace pensando en los dos factores mencionados anteriormente. Para satisfacer esta necesidad se ideó un Interruptor de operación automática que no necesita de accionamiento manual para sus operaciones de cierre o apertura (la operación manual se refiere al mando por control remoto), es decir, construido de tal manera que un disparo o un cierre está calibrado de antemano y opera bajo una secuencia lógica

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predeterminada y constituye un interruptor de operación automática con características de apertura y cierre regulables de acuerdo con las necesidades de la red de distribución que se va a proteger. Este interruptor recibe por tales condiciones el nombre de restaurador. Un restaurador no es más que un interruptor de aceite con sus tres contactos dentro de un mismo tanque y que opera en capacidades interruptiva relativamente bajas y tensiones no muy elevadas. Los restauradores normalmente están construidos para funcionar con tres operaciones de recierre y cuatro aperturas, con un intervalo entre una y otra calibrado de antemano en la última apertura, et cierre debe ser manual ya que indica que la falla es permanente. OPERACIÓN DE UN RESTAURADOR El restaurador opera en forma semejante a un interruptor trifásico, ya que sus contactos móviles son accionados por un vástago común, conectando y desconectando en forma simultánea. El proceso de Apertura y recierre se puede describir brevemente como sigue: 1. Cuando ocurre una falla la bobina de disparo se energiza y actúa sobre un trinquete mecánico que hace caer a los contactos móviles. 2. Los contactos móviles disponen de resortes tensionados de tal forma que la apertura es rápida. Al caer los contactos móviles energizan la bobina de recierre que se encuentra calibrada para operar con cierto intervalo. 3. La bobina de recierre acciona un dispositivo mecánico que opera los contactos móviles, conectándose nuevamente con los contactos fijos. 4. Si la falla es transitoria, el restaurador queda conectado y preparado para otra falla; si la falle es permanente, repetirá todo el proceso anterior hasta quedar fuera según sea el número de recierres para el cual se ha calibrado. La interrupción del arco tiene lugar en una cámara de extinción que contiene a los contactos.

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RESTAURADOR TIPO R El restaurador tipo R es semejante en su construcción al tipo W, pero se emplea para capacidades menores. A continuación se dan algunos datos de este tipo de restaurador.   

Voltaje nominal 2.4 - 14.4 KV. Corriente nominal 25 * 400 Amp. Voltaje de diserto 15.5 KV

RESTAURADOR TIPO W Se construye trifásico, en forma parecida al tipo R, pero es un poco más robusto. 

Voltaje nomina1 2.4 - 14.4 KV.

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 

Corriente nominal 100 - 560 Amp. Voltaje de diserto 15.5 KV.

En las siguientes tablas, se encuentran especificadas las capacidades comerciales de ambos tipos de restauradores

2.7.- CUCHILLAS FUSIBLES La cuchilla fusible es un elemento de conexión y desconexión de circuitos eléctricos. Tiene dos funciones: como cuchilla desconectadora, para lo cual se conecta y desconecta, y como elemento de protección. El elemento de protección lo constituye el dispositivo fusible, que se encuentra dentro del cartucho de conexión y desconexión. El dispositivo fusible se selecciona de acuerdo con el valor de corriente nominal que va a circular por el, pero los fabricantes tienen el correspondiente valor de corriente de ruptura para cualquier valor de corriente nominal. Los elementos fusibles se construyen fundamentalmente de plata (en casos especiales), cobre electrolito con aleación de plata, o cobre aleado con estaño. Existen diferentes tipos de cuchillas fusibles, de acuerdo con el empleo que se les dé. Entre los principales tipos y características tenemos los siguientes:

La cuchilla desconectadora es un elemento que sirve para desconectar físicamente un circuito eléctrico. Por lo general, se operan sin carga, pero con algunos aditamentos se puede

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operar con carga hasta ciertos límites.

2.8.- APARTARRAYOS Las sobretensiones que se presentan en las instalaciones de un sistema pueden ser de dos tipos: 1. Sobretensiones de origen atmosférico. 2. Sobretensiones por fallas en el sistema. En el estudio que ahora nos ocupa trataremos la protección contra sobretensiones de origen atmosférico. Apartarrayos. El apartarrayos es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones contra sobretensiones de origen atmosférico. Las ondas que se presentan durante una descarga atmosférica viajan a la velocidad de la luz y dañan el equipo si no se le tiene protegido correctamente; para la protección del mismo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: 1. Descargas directas sobre la instalación. 2. Descargas indirectas. De los casos anteriores, el más interesante, por presentarse con mayor frecuencia, es el de las descargas indirectas. El apartarrayos, dispositivo que se encuentra conectado permanentemente en el sistema, opera cuando se presenta una sobretensión de determinada magnitud, descargando la corriente a tierra. Su principio general de operación se basa en la formación de un arco eléctrico entre dos explosores, cuya separación este determinada de antemano de acuerdo con la tensión a la que va a operar.

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Se fabrican diferentes tipos de apartarrayos, basados en el principio general de operación; por ejemplo, los más empleados son los conocidos como “apartarrayos tipo auto valvular” y „apartarrayos de resistencia variable. El apartarrayos tipo auto valvular tienen varias chapas de explosores conectados en serie por medio de resistencias variables, cuya función es dar una operación más sensible y precisa. Se emplea en los sistemas que operan a grandes tensiones, ya que representa una gran seguridad de operación. El apartarrayos de resistencia variable funda su principio de operación en el principio general, es decir, con dos explosores, y se conecta en serie a una resistencia variable. Se emplea en tensiones medianas y tiene mucha aceptación en sistemas de distribución.

La función del apartarrayos no es eliminar las ondas de sobretensión presentadas durante las descargas atmosféricas, sino limitar su magnitud a valores que no sean perjudiciales para las maquinas del sistema. Las ondas que normalmente se presentan son de 1.5 x 40 microseg. (Onda americana) y 1 x 40 microseg. (Onda europea). Esto quiere decir que alcanza su valor de frente en 1.5 a 1 microseg. (Tiempo de frente de onda). La función del apartarrayos es cortar su valor máximo de onda (aplanar la onda).

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Las sobretensiones originadas por descargas indirectas se deben a que se almacenan sobre las líneas cargas electrostáticas que al ocurrir la descarga se parten en dos y viajan en ambos sentidos de la línea a la velocidad de la luz. Los apartarrayos protegen también a las instalaciones contra descargas directas, para lo cual tiene un cierto radio de protección. Para dar mayor seguridad a las instalaciones contra descargas directas se instalan unas varillas conocidas como bayonetas e hilos de guarda semejantes a los que se colocan en las líneas de transmisión.

2.9.- TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACION Los aparatos de medida y los relés de protección no pueden soportar, por lo general, ni elevadas tensiones ni elevadas corrientes, ya que de lo contrario se encarecería sobremanera su construcción. Por otra parte es conveniente evitar la presencia de elevadas tensiones en aquellos dispositivos que van a estar al alcance de las personas. Son éstas las principales razones para la utilización de los transformadores de medida y protección, a través de los cuales se pueden l levar señales de tensión y corriente, de un valor proporcional muy inferior al valor nominal, a los dispositivos de medida y protección. Se consigue además una separación galvánica, (entre las magnitudes de alta y baja tensión), de los elementos pertenecientes a los cuadros de mando, medida y protección con las consiguientes ventajas en cuanto a seguridad de las personas y del equipamiento.

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Como las mediciones y el accionamiento de las protecciones se hallan referidas, en última instancia, a la apreciación de tensión y corriente, se dispone de dos tipos fundamentales de transformadores de medida y protección: a) TRASNFORMADORES DE POTENCIA b) TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Normalmente estos transformadores se construyen con sus secundarios, para corrientes de 5 ó 1 A y tensiones de 100, 110, 100/ √3, 110/ √3 V. Los transformadores de corriente se conectan en serie con la línea, mientras que los de tensión se conectan en paralelo, entre dos fases o entre fase y neutro. Esto en sí, representa un concepto de dualidad entre los transformadores de corriente y los de tensión que se puede generalizar en la siguiente tabla y que nos ayuda para pasar de las funciones de un tipo de transformador al otro:

A continuación se ven, por separado, las características principales de cada uno de los dos tipos de transformadores arriba mencionados. Ambos pueden utilizarse para protección, para medición, o bien, para los dos casos simultáneamente siempre y cuando las potencias y clases de precisión sean adecuadas a la función que desarrollen. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones normales de operación, es prácticamente proporcional a la corriente primaria, aunque ligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión.

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El primario del transformador, que consta de muy pocas espiras, se conecta en serie con el circuito cuya intensidad se desea medir y el secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de medición y de protección que requieran ser energizados. Las espiras del arrollamiento primario suelen ser una o varias, las cuales se pueden a su vez dividir en dos partes iguales y conectarse en serie o paralelo para cambiar la relación, y atraviesan el núcleo magnético, cuya forma suele ser cerrada tipo toroidal o puede tener un cierto entrehierro, sobre el cual se arrollan las espiras del secundario de una forma uniforme, consiguiendo así reducir al mínimo el flujo de dispersión. Este arrollamiento es el que se encarga de alimentar los circuitos de intensidad de uno o varios aparatos de medida conectados en serie. Se puede dar también la existencia de varios arrollamientos secundarios en un mismo transformador, cada uno sobre su circuito magnético, uno para medida y otro para protección. De esta forma no existe influencia de un secundario sobre otro. Si el aparato tiene varios circuitos magnéticos, se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. Un circuito se puede utilizar para mediciones que requieren mayor precisión, y los demás se pueden utilizar para protección. Por otro lado, conviene que las protecciones diferenciales de cables o transformadores de potencia y de distancia se conecten a transformadores de corriente independientes.

Los transformadores de corriente se pueden fabricar para servicio interior o exterior. Los de servicio interior son más económicos y se fabrican para tensiones de servicio de hasta 36 kV, y con aislamiento en resina sintética. Los de servicio

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exterior y para tensiones medias se fabrican con aislamiento de porcelana y aceite, o con aislamientos a base de resinas que soportan las condiciones climatológicas. Para altas tensiones se continúan utilizando aislamientos a base de papel y aceite dentro de un recipiente metálico, con aisladores pasatapas de porcelana. Actualmente se utilizan resinas dentro de un aislador de porcelana, o gas SF6 y cubierta de porcelana. La tensión del aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando menos, igual a la tensión más elevada del sistema al que va a estar conectado. Para el caso de los transformadores utilizados en protecciones con relés digitales se requieren núcleos que provoquen menores saturaciones que en el caso de los relés de tipo electromagnético, ya que las velocidades de respuesta de las protecciones electrónicas son mayores. Los transformadores de corriente pueden ser de medición, de protección, mixtos o combinados. Transformador de medición. Los transformadores cuya función es medir, requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la corriente. Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de corriente nominal del orden del 10%, hasta un exceso de corriente del orden del 20%, sobre el valor nominal. Transformadores de protección. Los transformadores cuya función es proteger un circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de veinte veces la magnitud de la corriente nominal, cuando se trata de grandes redes con altas corrientes puede ser necesario requerir treinta veces la corriente nominal. En el caso de los relés de sobrecorriente, sólo importa la relación de transformación, pero en otro tipo de relés, como pueden ser los de impedancia, se requiere además de la relación de transformación, mantener el error del ángulo de fase dentro de valores predeterminados. Transformadores mixtos. En este caso, los transformadores se diseñan para una combinación de los dos casos anteriores, un circuito con el núcleo de alta precisión para los circuitos de medición y uno o dos circuitos más, con sus núcleos adecuados, para los circuitos de protección. Transformadores combinados. Son aparatos que bajo una misma cubierta albergan un transformador de corriente y otro de tensión. Se utilizan en estaciones de intemperie fundamentalmente para reducir espacios.

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TRANSFORMADORES DE POTENCIA Un transformador de tensión es un dispositivo destinado a la alimentación de aparatos de medición y /o protección con tensiones proporcionales a las de la red en el punto en el cual está conectado. El primario se conecta en paralelo con el circuito por controlar y el secundario se conecta en paralelo con las bobinas de tensión de los diferentes aparatos de medición y de protección que se requiere energizar. Cada transformador de tensión tendrá, por lo tanto, terminales primarios que se conectarán a un par de fases o a una fase y tierra, y terminales secundarios a los cuales se conectarán aquellos aparatos. En estos aparatos la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales de operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque ligeramente desfasada. Desarrollan dos funciones: transformar la tensión y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. En esta definición tan amplia quedan involucrados los transformadores de tensión que consisten en dos arrollamientos realizados sobre un núcleo magnético y los transformadores de tensión que contienen un divisor capacitivo. A los primeros los llamaremos en adelante "Transformadores de Tensión Inductivos" y a los segundos "Transformadores de Tensión Capacitivos". Es de hacer notar que estas denominaciones no son de uso universal, pero consideramos que son las que mejor se adaptan a la Norma IRAM 2271, que incluye a los dispositivos con divisor capacitivo.

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Estos transformadores se fabrican para servicio interior o exterior, y al igual que los de corriente, se fabrican con aislamientos de resinas sintéticas (epoxy) para tensiones bajas o medias de hasta 33 kV, mientras que para altas tensiones se utilizan aislamientos de papel, aceite, porcelana o con gas SF6.

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CAPITULO III PLANTAS DE EMERGENCIA 3.1.-IDENTIFICACIÓN DE LOS CONCEPTOS BÁSICOS DE UNA PLANTA ELÉCTRICA DE EMERGENCIA DEFINICIÓN DE PLANTA ELÉCTRICA DE EMERGENCIA Las plantas eléctricas de emergencias son máquinas que hacen mover a un generador con una fuerza mecánica, estos motores trabajan con diesel, común mente las plantas eléctricas de emergencia son utilizadas en lugares que es muy importante la electricidad y así ellos pueden generar su propia electricidad y así asistir sus necesidades algunos lugares que es esencial no perder la energía aunque sea unos minutos son: En los hospitales, hoteles cinco estrellas, centros comerciales, etc., etc., etc… Algunos lo hace más que por necesidad lo hacen por negoció un claro ejemplo de su utilización como negoció es proporcionarle energía eléctrica a CFE ya que esta empresa con todo lo que produce no alcanza a proporcionarle a todo el paisa sí que recibe ayuda de otras empresas por parte de sus propias plantas eléctricas de generación. TIPOS DE PLANTAS ELÉCTRICAS DE EMERGENCIA Los tipos de máquinas eléctricas de emergencia, pueden ser de 2 tiempos y 4 tiempos, que puede funcionar con gasolina, diesel y gas, estas pueden ser:     

Automáticas Semiautomáticas, Manuales y especiales. Estas pueden variar pues hay de diferentes Kw Manual

MANUAL: Tiene tablero de control y medición montado sobre el generador, con módulo de control, voltímetro, amperímetro, frecuencímetro, conmutador de fases, contador de horas de operación, medición de r.p.m. y selector de llave.

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AUTOMÁTICA: Tablero de transferencia automática con instrumentos controladores y protecciones, montado en el gabinete tipo pared, protección de generador por sobrecarga y o corto circuito, está incorporada en la unidad de transferencia, control remoto por medio de computadoras y software. IMPORTANCIA Cuando falta la energía, eléctrica por periodos extendidos de tiempo debido a huracanes, terremotos y otros desastres naturales, es muy benéfico, contar con una planta de emergencia. Y estas son de gran importancia, en hospitales, fabricas, bodegas, almacenes, para que no se echen a perder productos en bodegas y almacenes, en fábricas para no parar la productividad y en hospitales para que todos los equipos médicos funciones y no puedan morir las personas. APLICACIONES Las plantas generadoras diesel, se ven a menudo en aplicaciones marinas, desde pequeñas embarcaciones, hasta buques de gran tamaño. Simplemente porque a diferencia de otras alternativas, los generadores diesel, no necesitan ser colocadas cerca de hélices .Los grandes aplicaciones, por otro lado , necesitan energía fiable ya que es absolutamente fundamental ,como un hospital a menudo exigen el incremento de la intensidad y fiabilidad de los generadores diesel. CAPACIDADES Nos dice, que en capacidades, se debe conocer la carga total instalada en el lugar, para poder saber que motor y que capacidad, es la planta que requiere el lugar, donde será instalado, y estas pueden ser de 50 y 60 Hz de frecuencia y de potencia hay de1-45 kVA, 45-150 kVA ,150-500 kVA ,500-2000 kVA, estos grupos son los electrógenos.

3.2.-IDENTIFICACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA PLANTA ELÉCTRICA DE EMERGENCIA CONSTRUCCIÓN Nos dice, que la planta de emergencia, está constituida por 6 partes principales, el motor de C.I, Alternador, Cuadro de mando y control, Una bancada de apoyo, Sistema de combustible y sistema de escape de gases.

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MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA Es una de las 2 piezas más importantes de la planta de emergencia , es la encargada de producir la potencia necesaria , para mover el alternador , su dimensión deberá ajustarse a las necesidades específicas de cada uno de las aplicaciones que tendrá la planta eléctrica , siendo de gran importancia el determinar la potencia necesaria , ya que una planta eléctrica, tiene potencia limitada, esta potencia viene dada por el motor, pueden utilizar diversos tipos de combustibles, según sean sus características de funcionamiento. GENERADOR O ALTERNADOR Componente más importante de la planta eléctrica, se encarga de transformar la energía mecánica, del motor en energía eléctrica, va unido al volante del motor atreves de unos discos de fijación, o atreves de acoplamiento flexible que transmite el movimiento al volante del motor al rotor del alternador. TABLERO DE CONTROL Elemento que nos permite controlar el quipo, y su funcionamiento, atreves del mismo, podemos poner la planta en marcha, apagarla y controlar los parámetros de su funcionamiento. Este componente de la planta varía según las exigencias de cada, aplicación, así podemos diferencias cuadro de control y eléctrico. Siendo un equipo de arranque automático, aquel que para su funcionamiento no necesita la intervención de personas, este arrancara la planta eléctrica de manera autónoma. Por otro lado el cuadro de arranque eléctrico es aquel en que la intervención del hombre es necesaria para el arranque y la parada de la planta. Hoy día se tiende a que casi todas las plantas, sean de control automático, empleando para ellos diversos, autómatas aunque se puede realizar el control de maniobras y protecciones de manera eléctrica. TABLERO DE TRANSFERENCIA Los sistemas de control, que tienen duchos tableros de transferencias tienen sensores que detectan alto y bajo voltaje, caída de una fase o bien caída de 3

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fases, en cualquiera de estos eventos, el sistema de control manda a operar la planta de emergencia y quita la fuente principal y activa la fuente de emergencia, teniendo la opción de retardo para la transición de una fuente a otra, arrancara y parara. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN Se usan para saber, a cuantas revoluciones, trabaja la máquina, que potencia es la que está dando, cuánto tiempo ha estado en operación, todo esto está montado en el tablero de control.

3.3.-IDENTIFICACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES DE LAS PLANTAS ELÉCTRICAS DE EMERGENCIA MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA Esta es la que hace que el generador síncrono o alternador, gire. El motor de combustión interna se llama así pues que en el interior se encuentran los pistones, que generan explosiones y es lo que hace mover a los pistones, también nos dice que hay de 2 y 4 tiempos, se le dice así pues cada 2 subidas y bajadas se genera la explosión y ele 4 igual en 4 subidas y bajadas hace explosión. GENERADOR O ALTERNADOR Esta nos dice que es la parte más importante de la planta de emergencia, Esla que genera la energía, y su construcción o funcionamiento dice que es atreves del embobinado, e imanes, donde al darle movimiento se, genera la energía eléctrica y entre más grande sea más potencia tiene para generar. TABLERO DE CONTROL Esta es la que se encarga de hacer, funcionar a la planta de emergencia, en ella esta montados , los botones de encendido y apagado, ahí también aparece el programador de cuantas horas a estado funcionando, el botón de paro de emergencia ,instrumentos de medición .

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TABLERO DE TRANSFERENCIA Nos dice, que es la que sirve o se encarga de poner en marcha a la planta y transfiere la energía del generador al lugar que se va a alimentar, atreves de unas cuchillas que desconectan la entrada principal de comisión y conectan el de la planta de emergencia, y estas pueden tener un retardo de 3 a 5 segundos. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN Están montados en el tablero de control y es la que dice, cuanta energía está produciendo, si hay bajas, horas en función etc.

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CAPITULO IV MEDIDAS DE SEGURIDAD PARA EL MANEJO DE SUBESTACIONES Y TABLEROS DE CONTROL 4.1.- METODOLOGÍA PARA EL ACCESO A UNA SUBESTACIÓN Primero Como pasa más importante, desconectar toda la carga de baja tensión, JAMAS DESCONECTE CUCHILLAS CON CARGA. Segundo Colóquese los guantes y tome la pértiga parándose en la tarima con el tapete de hule para retirar las cuchillas principales de alimentación. Tercero Revise los fusibles y reponga el daño, pero antes de volver a conectar las cuchillas principales, indique si hay algún daño en los circuitos de baja tensión. Cuarto Seguro de que no hay defectos en el lado de baja tensión antes de conectar la carga meta las cuchillas principales. Cuando la subestación está dotada de interruptor automático proceda a la misma forma: desconecte el circuito de alimentación para poder revisar el interruptor en el caso de que se desconecte al conectarlo por segunda vez. Es muy importante no olvidar suspender el servicio de la empresa antes de tocar cualquier parte activa del interruptor el cual puede haberse botado por alguna falla en los relevadores o por algún pequero corto circuito en los circuitos de baja tensión. Algunas instalaciones industriales tienen colocado dentro del local de la subestación el tablero con el interruptor de baja tensión pero es aconsejable para todos conceptos tener un local o lugar apropiado para tableros de control y principal, fuera de la subestación de servicio

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4.2 ELABORACIÓN DE UN PROGRAMA DE CONTINGENCIA PARA UNA SUBESTACIÓN CONCEPTOS TÉCNICOS APLICADOS AL DISEÑO DE SUBESTACIONES COMPONENTES DEL SISTEMA El sistema de energía eléctrica de CA grande y modernos, el sistema de transmisión y distribución funciona para entregar a usuarios en lo centros de carga, la energía eléctrica en masa proveniente de fuente de generación que incluyen por lo general:     

Estaciones de generación Transformadores elevadores Líneas de trasmisión interconectadas Estaciones de conmutación Transformadores reductores

El sistema de distribución abarca   

Líneas primarias de distribución Banco de transformadores de servicio Líneas secundarias redes

Toda ella da servicio a las áreas de carga OBJETIVO DE DISEÑO Como parte integral del sistema de transmisión la subestación o estación de conmutación funciona como:        

Punto de conexión para líneas de transmisión Alimentadores de subtransmisión Circuitos de generación y transformadores elevadores y reductores El objetivo del diseño de la subestación Es proporcional Máxima confiabilidad Flexibilidad Continuidad de servicio

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

Satisfacer estos objetivos a los costos de inversión más baja que satisfagan las necesidades dl sistema.

NIVELES DE VOLTAJE Las necesidades del sistema comprenden la selección de niveles óptimos de voltaje, que dependen de las necesidades de carga y distancia de línea de trasmisión implicada. Muchas grandes plantas termoeléctricas y nucleares están ubicadas a grandes distancias de los centros de carga para aprovechar menor costo de los terrenos, abundancia de agua para enfriamiento, abastecimiento económico de combustible y consideraciones ambientales menos estrictas. Por estas razones, el uso de voltajes de transmisión de hasta 765kV se vuelve más común. Las subestaciones utilizadas en los sistemas de distribución operan en clases de voltaje de 13.8 a 69 Kva. Las subestaciones de transmisión, que dan servicio a fuentes de energía eléctrica en masa, operan de 69 a 765kV. Las clases de voltaje utilizados en Estados Unidos para subestaciones grandes incluyen las de 69, 115, 138, 161, 230 y 287 Kva. (Considerando alto voltaje o clase HV), y 345, 500 y 765kV (consideradas "extra alto voltaje" o clase EHV.) En la actualidad se encuentran en etapa de planeación o construcción voltajes aún más altos, como son las de 1100 y 1500 Kva. Consideradas como "ultra alto voltaje" o clase UHV. SISTEMAS CONVENCIONALES DE SEGURIDAD CONEXIÓN A TIERRA DE SUBESTACIONES La conexión a tierra de subestaciones es sumamente importante. Las funciones de conectar a tierra un sistema se enumeran a continuación: a. Proporcionar la conexión a tierra para el neutro a tierra para transformadores, reactores y capacitores. b. Constituyen la trayectoria de descarga a pararrayos de barra, protectores, espinterómetros y equipos similares. c. Garantizan la seguridad del personal de operación al limitar las diferencias de potencial que puedan existir en una subestación. d. Proporcionan un medio de descargar y desenergizar equipo para efectuar trabajos de conservación en el mismo. e. Proveen una trayectoria de resistencia suficientemente baja a tierra, para reducir al mínimo una elevación del potencial a tierra con respecto a tierra remota. Los requerimientos se seguridad de las subestaciones exigen la conexión a tierra de toda las partes metálicas de interruptores, estructuras, tanques de transformadores, calzadas metálicas, cercas, montajes de acero estructural de edificios, tableros de conmutación, secundarios de transformadores de medida,

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etc., de manera que una persona que toque el equipo o se encuentre cerca del mismo, no pueda recibir descarga peligrosa si un conductor de alto voltaje relampaguea o entra en contacto con cualquier parte del equipo arriba enumerado. En general, esta función se satisface si toda la armazón metálica con la que una persona pueda hacer contacto o que una persona pueda tocar al estar de pie en tierra, se encuentra de tal modo unida y conectada a tierra que no puedan hacer potenciales peligrosos. Esto significa que toda parte individual del equipo, toda columna estructural, etc., debe tener su propia conexión al emparrillado a tierra de la estación. Una fuente muy útil de información con respecto a la conexión a tierra de subestaciones está contenida en la guía completa de la norma IEEE 80-1976, IEEE Guide for Safety in Substation Grounding, publicada en junio de 1976. Mucha de la siguiente información se basa en recomendaciones indicadas en ia norma IEEE 80. El sistema básico de tierra de subestaciones, utilizado en la mayor parte de las plantas eléctricas, toma la forma de una red de conductores enterrados horizontalmente. La razón por la que la red o emparrillado sean tan eficaces se atribuye a lo siguiente: a. En sistemas en donde la corriente máxima de tierra puede ser muy alta, raras veces es posible obtener una resistencia de tierra que sea tan baja como para garantizar que la elevación total del potencial del sistema no alcance valores inseguros para las personas. Si éste es el caso, el riesgo puede corregirse sólo mediante el control de potenciales locales. Una rejilla es por, lo general, el modo más práctico de lograr esto último. b. En subestaciones clase HV y EHV, no hay un electrodo que por sí solo sea adecuado para proporcionar la necesaria conductividad y capacidad de conducción de corriente. Sin embargo, cuando varios de ellos se conecten entre sí, y a estructuras, bastidores de equipos, y neutros de circuitos que deban conectarse a tierra, el resultado es necesariamente una rejilla cualquiera que sea la meta original. Si esta red a tierra se entierra en un suelo de conductividad razonablemente buena, proporciona un excelente sistema de conexión a tierra. El primer paso en el diseño práctico de una rejilla o emparrillado consiste en examinar el plano de recorrido del equipo y estructuras. Un cable continuo debe rodear el perímetro de la rejilla para abarcar tantas tierras como sea práctico,

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evitar concentración de corriente y por lo tanto gradientes elevados en puntas de cables a tierra. Dentro de la rejilla, los cables deberán colocarse en líneas paralelas y a distancias razonablemente uniformes; cuando sea práctico, deben instalarse a lo largo de hileras de estructuras o equipo para facilitar las conexiones a tierra. El diseño preliminar debe ajustarse de manera que la longitud total del conductor enterrado, incluso empalmes y varillas, sea por lo menos igual a la longitud requerida para mantener las diferencias de potencial locales dentro de límites aceptables. Un sistema típico de rejilla para una subestación puede tener alambre desnudo de cobre trenzado, núm. 4/0, de 12 a 18 pulgadas abajo del nivel y separados en forma de rejilla entre 10 y 20 pies. (Sin embargo, muchas veces se utilizan otros calibres de conductores, profundidades y separaciones entre conductores en la red.) Los alambres 4/0 de cada unión deben estar unidos firmemente entre sí, y también puede estar conectada una varilla enterrada de acero y recubierta de cobre, de 5/8 de pulgada de diámetro y alrededor de 8 pies de largo. En suelos cuya resistencia sea muy elevada, puede ser conveniente enterrar las varillas a mayor profundidad. (Se han enterrado varillas hasta de 100 pies de longitud.) Un sistema típico de rejilla suele extenderse en toda la playa de distribución y, a veces, incluso unos pocos pies fuera de la cerca que rodea al edificio y el equipo. Para asegurarse que todos los potenciales a tierra alrededor de la estación sean ¡guales, los diversos cables o barras a tierra de la playa y del edificio de la subestación deben unirse mediante conexiones múltiples fuertes y conectarse todos a la tierra principal de la estación. Esto es necesario para que no haya diferencias apreciables de voltaje entre los extremos de cables tendidos entre la playa de distribución y el edificio de la subestación. Algunas corrientes elevadas de tierra, como la que pueden circular en los neutros de transformadores durante fallas a tierra, no deben aparecer en conexiones a tierra (emparrillados o grupos de varillas) de zonas pequeñas, con objeto de reducir al mínimo los gradientes de potencial en la zona que rodea las conexiones a tierra. Dichas zonas deben tener alambres de grueso calibre, para que puedan manejar adecuadamente las más difíciles condiciones de magnitud y duración de corrientes de falla. Por lo general se utilizan cables o tiras de lámina de cobre para conexiones a

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tierra de bastidores de equipos. Sin embargo, los tanques de transformadores se utilizan a veces como parte de la trayectoria a tierra de pararrayos que a aquellos se conecten. Análogamente, se pueden utilizar estructuras de acero como parte de la trayectoria a tierra si se puede establecer que la conductividad, incluso la de cualquiera de las juntas, es y puede mantenerse como equivalente a la del conductor de cobre que de otra forma se requeriría. Estudios realizados por algunas compañías de electricidad han llevado a que, en forma satisfactoria, se utilicen estructuras de acero como parte de la trayectoria al emparrillado a tierra desde alambres aéreos, pararrayos, etc. Cuando se siga esta práctica, cualquier película de pintura que pudiera introducirse en las juntas y producir alta resistencia se debe eliminar y aplicarse entonces un compuesto apropiado u otro medio efectivo en la junta para evitar el subsecuente deterioro de la junta por oxidación. Las conexiones entre los diversos alambres a tierra y la rejilla de cables y conexiones dentro de la rejilla se cables suelen hacerse con abrazaderas, y soldadura eléctrica. PROTECCIÓN CON RELEVADORES La subestación emplea muchos sistemas de protección con relevadores para proteger el equipo asociado con la estación, los más importantes son: a. b. c. d. e. f.

Líneas de trasmisión que emanan de la estación. Trasformadores elevados y reductores. Barras de estación. Falla del interruptor automático. Reactores en paralelo. Capacitores en paralelo y en serie.

Las subestaciones que prestan servicio en sistemas de transmisión de electricidad en circuitos clase HV, EHV Y UHV deben contar con un alto orden de confiabilidad y seguridad, para continuidad del servicio al sistema eléctrico. Se está dando cada vez más importancia a sistemas altamente perfeccionados de protección con relevadores, que deben funcionar de modo confiable a altas velocidades para normalizar fallas en líneas y estaciones, con máxima seguridad y sin desconexiones falsas. En la actualidad, en muchos sistemas clase EHV y UHV utilizan dos juegos de conjunto de relevadores electromecánicos para protección de línea de trasmisión, con un conjunto completamente separado de relevadores de estados sólido, redundante, para contar con un segundo paquete de relevadores de protección. El uso de dos conjuntos de relevadores que operen desde transformadores

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separados de potencial y corriente, y desde baterías separadas de la estación, permite la prueba de relevadores sin que haya la necesidad de retirar el servicio de línea o barra protegidas. Para aplicaciones más difíciles de protecciones con relevadores , como es el caso de líneas clase EHV que utilicen capacitores en la línea, algunas compañías utilizan dos conjuntos de relevadores de estado sólido para formar los sistemas de protección. Las terminales de relevo de líneas de trasmisión están ubicadas en la subestación, y comprenden muchos tipos diferentes de esquemas de reveladores a saber: a. b. c. d. e. f.

Subalcance directo Subalcance permisible Sobre alcance, permisible Comparación direccional Comparación de fase Alambre piloto.

Estos esquemas comprenden sistemas piloto de protección con relevadores, aplicables para la protección de líneas de trasmisión para grandes corrientes. RELEVADORES DE FALLA DE SUBALCANCE DIRECTO Estos relevadores de cada terminal de la línea protegida captan una corriente de falla que entra en la línea. Sus zonas de operación deben traslaparse pero no sobre alcanzar ninguna de las terminales remotas. La operación de los relevadores de cualquier terminal inicia tanto la temperatura del interruptor automático local como la trasmisión de una señal remota y continúa de desconexión con objeto de efectuar la operación instantánea de todos los interruptores automáticos remotos. RELEVADORES DE SUBALCANCE PERMISIBLE La operación y equipo para este subsistema son los mismos que los del sistema de Subalcance directo con la excepción de que cuentan además con unidades detectores de falla en cada terminal los detectores de falla deben sobrealcanzar todas las terminales remotas; se utilizan para proporcionar más seguridad para supervisar una desconexión remota. RELEVADORES DE SOBREALCANCE PERMISIBLE Los relevadores de falla de cada terminal de la línea protegida captan la circulación de falla en la línea con sus zonas de operación que sobrealcazan todas las terminales remotas se quiere que tanto la operación de los relevadores de falla local como la señal de transferencia de desconexión de todas las terminales remotas abran cualquier interruptor automático.

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RELEVADORES DE COMPARACIÓN DIRECCIONAL La señal de canal en estos sistemas se utiliza para bloquear la desconexión en contraste a su uso para iniciar la desconexión en los tres sistemas previos. Los relevadores de falla de cada terminal de la sección de línea protegida captan la corriente de falla en la línea. Sus zonas de operación deben de alcanzar todas las terminales remotas. Se quiere unidades detectaras de falla adicionales en cada terminal para iniciar la señal de bloqueo de canal. Sus zonas de operación deben de extenderse más lejos o deben ser ajustadas en forma más sensible que los relevadores de falla de las terminales lejanas. RELEVADORES DE COMPARACIÓN DE FASE Las corrientes trifásicas de cada extremo de la línea protegida se convierten en un voltaje monofásico proporcional. Los ángulos de fase de los voltajes se comparan si se permiten con el semiciclo positivo del voltaje trasmitan un bloque de señal de media onda sobre canal piloto. Para fallas externas estos bloques están fuera de fase de modo que en forma alternada, la señal local y luego remota produzca en esencia una señal continua para bloquear o evitar la desconexión. PROTECCIÓN DE BARRA DE ESTACIÓN La protección de barra de estación merece atención muy cuidadosa dado que las fallas de barra son, como una norma, las más serias que ocurran en un sistema eléctrico. A menos que sea debidamente aislada, una falla de barra puede dar como resultado la suspensión completa del servicio de una estación. Se utilizan muchos métodos para proteger las barras de estación entre los cuales está el uso de relevadores de sobreramente, protección de respaldo por relevadores de zonas adyacentes de protección, esquemas de comparación direccional, etc. A causa de la elevada magnitud de las corrientes que se producen durante fallas de barra los transformadores de corriente pueden saturarse y ocasionar desconexión falsa durante las fallas externas. La posibilidad de saturación de ca y cd durante las fallas obliga a que los transformadores de corriente, utilizados para la protección diferencial de barra, sean precisos y de la mejor calidad posible. También los transformadores de corriente deben acoplarse para tener relaciones y características similares. Los relevadores de barra de estado sólido desarrollados en Europa se han diseñado para funcionar correctamente incluso con el empleo de transformadores de corriente de regular calidad y relaciones diferentes. Sin embargo, se considera

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buena práctica para utilizar los mejores transformadores de corriente que sea posible en los relevadores diferenciales de barra. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES Los transformadores pueden estar sujetos a cortocircuitos entre alguna de sus fases y tierra, circuitos abiertos, cortocircuitos ente vuelta y vuelta y sobrecalentamiento. Los cortocircuitos entre fases son raros y pocas veces se originan como tales inicialmente, dado que los devanados de las fases por lo general están bien separados en un transformador trifásico. Las fallas suelen comenzar como fallas entre vueltas y muchas veces crecen hasta convertirse en fallas a tierra. Es muy conveniente aislar transformadores con fallas en sus devanados tan rápidamente como sea posible, para reducir la posibilidad de incendios, con la destrucción del encargado en consecuente cambio de repuestos. La protección diferencial es el tipo preferido de protección, a transformadores debido a su sencillez, sensibilidad, selectividad y rapidez de operación. Si las razones del transformador de corriente no están perfectamente acopladas, tomando en cuentas las razones de voltaje del transformador, se requieren autotransformadores o transformadores auxiliares de corriente en los circuitos secundarios del transformador de corriente para acoplar debidamente las unidades, de modo que no circule la corriente apreciable en la bobina de operación del relevador excepto para condiciones de falla interna. Al aplicar protección diferencial a transformadores, por lo general se requiere un poco menos de sensibilidad en los relevadores en comparación con los relevadores de generadores, puesto que deben permanecer sin operar para los cambios máximos de derivación del transformador que pudieran utilizarse. También es necesario tomar en cuenta la corriente de entrada de excitación del transformador, que pudiera circular en un solo circuito cuando el transformador se energice al cerrar uno de sus interruptores automáticos. Como regla la operación incorrecta del relevador puede evitarse si se imponen un corto tiempo de retardo para esta condición. Los transformadores de cambio de derivación de carga de voltaje (LTC) pueden ser protegidos por relevadores diferenciales; en esta caso también se cumplen los mismos principios de aplicar protección diferencial a otros transformadores. Es importante seleccionar cuidadosamente el relevador diferencial, de manera que el desequilibrio en los circuitos secundarios del transformador de corriente en ningún caso sea suficiente para operar el relevador bajo condiciones normales. Se sugiere que los transformadores de corriente estén acoplados en el punto medio de la escala de cambio de derivación. El error del transformador de

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corriente será entonces mínimo para la posición máxima de derivación en cualquier dirección. Deben escogerse transformadores de corriente que darán una corriente de secundario alrededor de 5A a plena carga en el transformador. Esto no será posible en todos los casos, en especial para transformadores que tengan tres o más devanados, dado que la capacidad nominal de KVA puede variar ampliamente y no ser proporcional a las capacidades nominales de voltaje. Deben aplicarse protección de sobreramente como protección primaria cuando no se pueda justificar un esquema diferencial o como protección de respaldo si se usó una diferencial. Muchas veces se puede obtener protección con relevadores más rápido para circulación desde una dirección, mediante el uso relevadores direcciones de energía eléctrica. La protección de sobrecalentamiento de transformadores, en ocasiones, tiene la finalidad de dar indicación de sobre temperatura pero raras veces para hacer una desconexión en forma automática. Los relevadores de sobrecarga del tipo de réplica pueden conectarse en circuitos de transformadores de corriente, para detectar la sobrecarga de la unidad. Otros operan a la temperatura máxima del aceite e incluso otros operan a la temperatura máxima del aceite complementada con calor proveniente de un resistor adyacente conectado a un transformador de corriente en el circuito. En el sensor recientemente desarrollado, que utiliza un dispositivo de vidrio sensible a los cambios de temperatura, se utiliza técnicas de fibras ópticas para medir la temperatura de lugares calientes en los devanados. PROTECCIÓN DEL INTERRUPTOR AUTOMÁTICO En años recientes se ha puesto gran atención a la necesidad de contar con protección de respaldo en el caso de falla de un interruptor automático, para normalizar una falla que siga a la recepción de una orden de desconexión proveniente de los relevadores de protección. Para cualquier falla los relevadores de protección operan para desconectar los interruptores automáticos necesarios. Además, a estos mismos relevadores de protección, junto con los relevadores detectores de falla del interruptor automático, energizarán un temporizador para iniciar el esquema de respaldo de falla de interruptor automático. Si cualquier interruptor automático no normalizara la falla, los relevadores de protección permanecerán levantados, lo que permite que los temporizadores lleguen al final del intervalo de retardo y desconecten los otros interruptores automáticos para normalizar la falla.

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Una falla de interruptor automático puede ser ocasionada por pérdida de alimentación de cd de desconexión, fusibles de desconexión quemados, falla de la bobina de desconexión, falla de los eslabones de desconexión del interruptor automático o falla del mecanismo del interruptor de corriente automático. Los dos tipos básicos de fallas son: 1. Mecánica 2. Eléctrica del interruptor automático para normalizar la falla. La falla mecánica ocurre cuando el interruptor automático no mueve la siguiente recepción de una orden de desconexión, como resultado de la pérdida de alimentación de CD de desconexión, la falla de la bobina de desconexión o falla del eslabón de desconexión. La falla eléctrica ocurre cuando el interruptor automático se mueve en un intento por despejar una falla al recibir la orden de desconexión pero no corta la corriente de falla ocasionada por la operación defectuosa del interruptor de corriente en si. Para normalizar fallas por estos dos tipos de falla del interruptor automático, se pueden utilizar dos esquemas diferentes de protección. Los esquemas más convencionales de falla del interruptor automático consisten en utilizar detectores instantáneos de falla operados por corriente, mismos que se elevan para iniciar un temporizador cuando operen los relevadores de falla. Si no opera un interruptor automático para normalizar la falla, el interruptor llega al final del retardo y desconecta los interruptores automáticos necesarios para normalizar la falla. Sin embargo, si opera correctamente el interruptor automático para normalizar la falla, debe darse tiempo suficiente en el ajuste del temporizador para garantizar el restablecimiento del relevador detector de falla. Los tiempos totales de normalización de estación de tipo EHV que utilicen este esquema son muy rápidos, y por lo general tardan de 10 a 12 ciclos a partir del momento de la falla hasta que esta quede normalizada. Para aquellas fallas en donde ocurra una falla mecánica de los interruptores automáticos, se encuentra en uso un esquema aún más rápido. Este esquema depende del interruptor auxiliar del interruptor automático (por lo general un contacto de tipo abierto, de 52 A) para iniciar un temporizador rápido. El interruptor auxiliar está especialmente ubicado para operar desde eslabones de desconexión automático, para captar el movimiento real del mecanismo del interruptor automático. Si la falla de este último es mecánica, el temporizador de falla del interruptor automático se acciona a través del interruptor auxiliar cuando operen los relevadores de protección. La ventaja del uso del interruptor auxiliar es el tiempo de restablecimiento extremadamente rápido del temporizador de falla del interruptor automático, que puede alcanzarse cuando el interruptor automático opera correctamente. Los esquemas en uso con el circuito rápido de falla del interruptor automático

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pueden lograr tiempo totales de normalización de 7.5 ciclos cuando ocurra una falla del interruptor automático.

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CAPITULO V BANCOS DE TIERRA 5.1.-TEORÍA DE LA DISPERSIÓN DE LAS ALTAS CORRIENTES La NOM, en revisión más reciente establece en el capítulo de sistemas de tierra que toda instalación eléctrica cubierta en dicho reglamento debe disponer de un sistema de puesta a tierra (SPT), en tal forma que cualquier punto accesible a las personas que puedan transitar o permanecer allí, no estén sometidas a tensiones de paso o de contacto que superen los umbrales de soportabilidad, cuando se presente una falla, y se debe tener presente que el criterio fundamental para garantizar la seguridad de los seres humanos, es la máxima corriente que pueden soportar, debida a la tensión de paso o de contacto y no el valor de la resistencia de puesta a tierra tomado aisladamente. Un bajo valor de resistencia de puesta a tierra es siempre deseable para disminuir el máximo potencial de tierra, por tanto al diseñar un sistema de puesta a tierra, es fundamental determinar tensiones máximas aplicadas al ser humano en caso de falla. En el presente artículo desarrollara la metodología para el diseño de una malla de puesta a tierra teniendo en cuenta los aspectos normativos.

5.2.- FUNCIONES DE UNA MALLA DE PUESTA A TIERRA 1. Entre las más importantes se tienen se tienen que: 2. Evitan sobrevoltajes producidos por descargas atmosféricas, operación o maniobras de interruptores. 3. Proporcionar una vía rápida de descarga de baja impedancia con el fin de mejorar y asegurar el funcionamiento de protecciones. 4. Proporcionar seguridad al personal de la subestación.

5.3.- REQUISITOS DE UNA MALLA A TIERRA Los requisitos que debe cumplir una malla de puesta a tierra son los siguientes: a. Debe tener una resistencia tal, que el sistema que el sistema se considere solamente puesto a tierra. b. La variación de la resistencia, debido a cambios ambientales, debe ser despreciable de manera que la corriente de falla a tierra, en cualquier 81

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c. d. e. f.

momento, sea capaz de producir el disparo de las protecciones. Impedancia de onda de valor bajo para fácil paso de las descargas atmosféricas. Debe conducir las corrientes de falla sin provocar gradientes de potencial peligrosos entre sus puntos vecinos. Al pasar la corriente de falla durante el tiempo máximo establecido de falla, (es decir disparo de respaldo), no debe haber calentamientos excesivos. Debe ser resistente a la corrosión.

5.4.-DISEÑO DE MALLA DE TIERRA CALCULO DE LA RESISTIVIDAD DE DISEÑO MEDICION DE REISTIVIDAD DEL TERRENO Determinación de la resistividad por el método de los cuatro electrodos. En la práctica de la ingeniería y de la corrección se requiere medir la resistividad de grandes extensiones y a menudo, a una cierta profundidad. Para ello se utiliza el método de Wenner, más conocido por el método de los 4 electrodos. El circuito básico se presenta en la figura.

Figura 1. Medición de la resistividad del suelo por el método de Wenner o de los cuatro electrodos.

La distancia (b) o sea la profundidad a la que está enterrada el electrodo (barra de cobre) debe ser pequeña comparada con la distancia (a) entre los electrodos. La resistividad se determina a partir de:

La medida que se obtiene es un valor promedio a una profundidad aproximadamente igual que el espaciado entre los electrodos. Es costumbre

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efectuar las mediciones de resistividad con un espaciado entre electrodos previamente establecido. Así, con espaciados de lm, 2m, 4m, 8m, 16m. Los detalles de la operación varían de acuerdo con el instrumento particular empleado, pero el principio es común a todos. Se entierran cuatro varillas de cobre equiespaciadas, y se conectan las dos externas (C1 y C2 en la figura 1) a las terminales de la fuente de corriente, y las dos internas (P1 y P2 de la misma figura) a un medidor potencial (voltímetro). Nótese que se mide la resistencia entre las dos varillas internas o electrodos de potencial; las dos varillas externas sirven para introducir corriente en el suelo.

El valor obtenido corresponde a la resistividad promedio a una profundidad aproximadamente igual al espaciado entre los electrodos. La investigación de la resistividad de un suelo consiste, por lo general, en una serie de medidas tomadas a lo largo de una línea, y se utiliza normalmente el método de los cuatro electrodos. Las lecturas deben tomarse de acuerdo con un procedimiento sistemático.

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Un método recomendable seguiría los siguientes pasos: 1) Deben efectuarse lecturas al menos cada lm, 2m, 4m, 8m, 16m. 2) Deben realizarse medidas donde exista un cambio visible en las

características del suelo. 3) Dos lecturas sucesivas no deben diferir por más de 2:1. Cuando una lectura difiere de la precedente por mayor cantidad que la relación anterior, es necesario volver atrás y rehacer la lectura; esto debe repetirse hasta que se cumpla con la condición. 4) Como una excepción a la regla anterior, no será necesario tomar 2 lecturas a distancias menores de 3m

Perfil de resistividad del suelo medido. Las mediciones de resistividad se colocan en el eje de ordenadas. Calculo de la resistividad del diseño De las mediciones se muestra El terreno muestra ser no homogéneo, muestra dos capas de diferentes resistencias. La resistividad de la capa superficial es menor en resistividad que la capa profunda. Esto se explica debido a que a partir de 1m a 1.5m, se encuentran trazas de hidrocarburos, los cuales no son buenos conductores de electricidad. La Ecuación que representa la relación entre resistividades de la capa superficial, con la capa profunda deducida del método de la configuración 84

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WENNER.

Determinación de la resistividad Primero proyectamos en el grafico las lecturas medidas en campo, hasta el eje x. obtenemos los siguientes valores para: r1= 19,79 ohm-m r2= 487,58 ohm-m Calculamos el valor de k k= 0,92 M(h=a) = 1,42 Entonces: r(a=h)= r1 x M (h=a) 85

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r(a=h)= 28,1 Ohm –m Con este valor nos dirigimos al grafico de lecturas medidas y a 28,1 Ohm-m y se obtiene a una profundidad de 1,45m. RESULTADO

Consideración para el diseño, la capa que muestra menor resistividad es la superficial por esto se plantea que la zanja de sistema de tierra para contrapeso este a una profundidad de 0,70m. Como además debido a que a partir de lm en el terreno se observó trazas de hidrocarburos. Se deberán utilizar no solo materiales que bajen la resistividad del terreno, sino que tengan un PH alto de tal forma de hacer duradero el material conductor de la puesta a tierra. Los sistemas de puesta a tierra están especialmente diseñados como protección contra el riesgo eléctrico, evitando diferencias de tensión fortuitas peligrosas entre personas, equipos y masas. La protección contra dicho riesgo, adquiere una doble dimensión ya que debe evitarse además la aparición de chispas por tratarse de una industria de productos inflamables. Para ello, la red de puesta a tierra se completa con la unión de todas las masas metálicas entre sí, para definir un anillo o red equipotencial, puesta a la vez, a tierra. La unión equipotencial se hace extensiva a todos los elementos estructurales, cimentaciones, tuberías, cuadros eléctricos

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CAPITULO VI ELABORACIÓN DEL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN La elaboración de diagrama unifilar se comenzó realizando una serie de pasos consecutivos con la finalidad de recopilar los datos del equipo utilizado en ese momento por el Hospital General de Veracruz.

6.1.- LEVANTAMIENTO DE EQUIPO SUBESTACIÓN DEL HOSPITAL       

EN

LA

Gabinete de alta tensión (cuchillas desconectadoras, térmico de sobrecarga, interruptor). Transformador 13.8 kv/220/127v, 1500 kva, 3ᴓ, 60 hz, delta-estrella, marca voltran transformador, 1538 l de aceite, enfriamiento OA. Gabinete de interruptor general 4000 a marca square/D mod. odpact Gabinete de interruptor sub-general, cuenta con aparatos de medición tales como son voltímetros de 0-600 v ca, amperímetro 0-2 ka Interruptor general alimentación normal marca: FEP tipo: 65 h-2, 3 polos v: 600 – 480 – 240, cap. rupt. 55/85 kA Amp.: 2000 a. Interruptor normal tablero de transferencia, marca FEP tipo: 50 h-2, v-600480-240, Amp.: 1600/1200 a. Tablero de alimentación normal: gabinete FEP, interruptores: 1.- 175 a 2.- 500 a 3.- 250 a 4.- 200 a 5.- 200 a



UTILIZADO

3.- 250 a 4.- 200 a 5.- 175 a

Tablero de alimentación de emergencia: marca: FEP 1.- 125 a 2.3.- 225 a

1.- 100 a 2.3.- 150 a 87

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

4.- 600 A------------ -----5.5.- 150 a gabinete de tablero sub general alimentación de emergencia:

1.- 50 A 2.- 50 A 3.4.- 200 A 5.- 600 A-----6.- 350 A 7.- 50 A 8.- 50 A 

Gabinete de tablero de alimentación de alumbrado normal. 1.- 100 a 2.3.- 250 a 4.- 100 a 5.- 50 a 6.- 50 a

   

1.- 50 A 2.- 50 A 3.- 100 A 4.- 150 A -----------6.7.- 50 A 8.-

1.2.3.4.- 100 a 5.- 50 a 6.- 50 a

Gabinete de tablero de transferencia (planta de emergencia) marca: selmece 2a modelo: bbsel-16-0e serie: 9135 Tablero de transferencia y control de planta eléctrica de 500 kW, marca: selmec modelo: s/m ABB. Interruptor general DE hospital (marca merlin gerin)(modelo m16h1). Interruptor general AA (marca merlin gerin) (modelo m32h1).

U.E.A. n° 1 -U.E.A. n° 1 -U.E.A. n° 2 -U.E.A. n° 2 -U.E.A. n° 3 -U.E.A. n° 3 --

900 A (modelo: ma36900) (marca: square-d) 600 A (modelo: ma36600) (marca: square-d) 900 A 600 A 900 A 600 A

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Manejadora – 200 A (modelo: ka36200) (marca: square-d) (11, 12, 13) Manejadora – 175 A (modelo: ka36175) (marca: square-d) (3, 4, 5) Manejadora – 250 A (modelo: ka36250) (marca: square-d) (8, 9, 10) Manejadora – 70 A (modelo: fa32070) (marca: square-d) (1, 2) Manejadora – 50 A (modelo: fa32050) (marca: square-d) (6, 7) Capacitor 1 – 200 A Capacitor 2 – 200 A

6.2.- ANALISIS DE CARGAS TABLERO DE BAJA TENSION CARGA (AMP)

TABLERO DE BAJA TENSION

110.57

TABLERO CUERPO A INT. I

75

TABLERO CUERPO B INT II

129.81

TABLERO CUERPO B INT. III

204.99

TABLERO CUERPO C INT. IV

94

MANEJADORA 8, 9, 10

235

A. ACONDICIONADO

62.3

TABLERO CUERPO AE INT. I-E

83

TABLERO CUERPO BE INT. II-E

106

TABLERO CUERPO BE INT. III-E

241.05

TABLERO CUERPO CE INT. IV-E

TABLERO DE A. ACONDICIONADO CARGA (AMP)

TABLERO DE A. ACOND.

35

MANEJADORA 1, 2

92

MANEJADORA 3, 4, 5

25

MANEJADORA 6,7

120

MANEJADORA 11, 12, 13

150

BOMBA DE AGUA HELADA

97

CAPACITOR 1

95

CAPACITOR 2

325

UNIDAD 1

179 325

UNIDAD 2

180

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322

UNIDAD 3

175

TABLA DE LOS CENTROS DE CARGA NORMALES CARGAS (AMP)

DESCRIPCION DE TABLEROS

37.2

TABLERO SUBGENERAL A

39.25

TABLERO SUBGENERAL B

34.12

TABLERO SUBGENERAL C

46

TABLERO SUBGENERAL D

29

TABLERO SUBGENERAL E

45

TABLERO SUBGENERAL F

37.36

TABLERO SUBGENERAL G

38.25

TABLERO SUBGENERAL H

28

TABLERO SUBGENERAL I

41

TABLERO SUBGENERAL J

22.17

TABLERO SUBGENERAL K

28.41

TABLERO SUBGENERAL L

15.25

TABLERO SUBGENERAL M

TABLA DE LOS CENTROS DE CARGA DE EMERGENCIA 17.8 22 22.5 48 35 42 19 45 28 26 15.5 26.5 14.21

TABLERO SUBGENERAL AE TABLERO SUBGENERAL BE TABLERO SUBGENERAL CE TABLERO SIBGENERAL DE TABLERO SUBGENERAL EE TABLERO SUBGENERAL FE TABLERO SUBGENERAL GE TABLERO SUBGENERAL HE TABLERO SUBGENERAL IE TABLERO SUBGENERAL JE TABLERO SUBGENERAL KE TABLERO SUBGENERAL LE TABLERO SUBGENERAL ME

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TABLERO H Y S (NORMAL) 8.8

BOMBA DE RIEGO

10.24 27

MOTO BOMBA CONTRAINCENDIOS BOMBA SUMINISTRO DE AGUA DE LA CISTERNA

24.12

ALUMBRADO DE CISTERNA

TABLERO H Y S (EMERGENCIA) 7

BOMBA DEL TANQUE DE AGUA CALDERA 1

5.9

BOMBA DEL TANQUE DE AGUA CALDERA 2

15.48

BOMBA DE AGUA CALDERA 2

15.41

BOMBA DE AGUA-MEX

12.15

BOMBA CONTRA INCENDIOS ELECTRICA

12

BOMBA DE AGUA DE CALDERA 1

TABLEROS T. G. Q. 8.33

TABLERO TA-1

8.32

TABLERO TA-2

6.25

TABLERO TA-3

6.3.- REALIZACION DEL DIAGRAMA UNIFILAR DE LA S’E’ DEL HOSPITAL GENERAL VERACRUZ DE PEMEX ANTECEDENTES El diagrama unifilar del Hospital General de Veracruz de PEMEX fue realizado por la gerencia de proyectos y construcciones de PETROLEOS MEXICANOS en octubre de 1977, en ese entonces la subestación constaba de un transformador con una capacidad de 750 KVA, del mismo modo la acometida llegaba de forma aérea al igual que subterránea. La subestación constaba de un interruptor general de 2000 A, del cual se derivaban 4 interruptores para los cuerpos del hospital, uno para el aire acondicionado y otro para lo que es la planta de emergencia el cual era de 1600 A.

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La planta de emergencia consta de una capacidad de 500 KVA. La cual alimenta un tablero de emergencia, del cual se derivan 4 interruptores para los cuerpos del hospital y un interruptor para lo que son Rayos X. Las bombas de suministro de agua, riego, calderas, diesel son derivadas del interruptor del cuerpo A.

FOTOGRAFIA 01

FOTOGRAFIA 02

NUEVO DIAGRAMA El Hospital atiende a una población de 27,700 derechohabientes, contando con una infraestructura que abarca diversas especialidades médicas que contribuyen al desarrollo del diagnóstico y la prevención. Es importante mencionar, que el Hospital General Veracruz, tiene como misión proporcionar atención médica integral con enfoque preventivo, mediante una cultura de corresponsabilidad de los trabajadores jubilados y derechohabientes de la empresa, que considere a la persona en el trabajo, en la familia, en la comunidad y en el medio ambiente, para mejorar su calidad de vida. También tiene como visión, ser una organización de servicios de salud de clase mundial, que incursione en nuevos mercados e incorpore la tecnología al modelo de atención a la salud, basado en la predicción para contribuir a una vida plena, individual y colectiva.

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CONCLUSION Las subestaciones de tipo industrial son parte muy importante para la producción, por ello deben operar bajo normas estándares de seguridad con el fin de continuar con su óptimo funcionamiento. De igual manera, es importante el uso de los diagramas unifilares para saber como esta constituida tu instalación. En conclusión, para este caso el tener un diagrama unifilar actualizado es muy importante ya que en dada la situación se requiera realizar o cambiar alguna parte de la instalación, se puede facilitar.

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BIBLIOGRAFIA SUBESTACIONES ELECTRICAS AUTOR: ENRIQUEZ GILBERTO HARPER EDITORIAL: LIMUSA (AÑO: 2005, 2ª EDICIÓN) FUNDAMENTOS DE INSTALACIONES ELECTRICAS DE MEDIANA Y BAJA TENSION AUTOR: ENRIQUEZ GILBERTO HARPER EDITORIAL: LIMUSA (AÑO: 2003, 1ª EDICIÓN) CURSO DE SUBESTACIONES Y TABLEROS ELECTRICOS ILADE S.A. DE C.V. (INSTITUTO LATINOAMERICANO DE DESARROLLO EMPRESARIAL CONSULTORIA Y CAPACITACION)

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