Protocolos de Pruebas a Equipos de Subestacion 115 kV

REPÚBLICA DE VENEZUELA MINISTERIO DE LA DEFENSA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO DE LAS FUERZAS ARMADAS NACIONALES I.U.P.F.A.N.

DISEÑO DE PROTOCOLO DE PRUEBAS A EQUIPOS EN LA SALIDA DE LOS TRAMOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE LA SUBESTACIÓN EL MACARO 230/115 KV.

TESISTA Br. GHEIDY PATRICIA GARCÍA C. TUTOR ACADÉMICO: Ing. FRANCISCO M. GONZALEZ L. TUTOR INDUSTRIAL: Ing. ADAN ROMERO

MARACAY, ESTADO ARAGUA MAYO 1997

ii

REPÚBLICA DE VENEZUELA MINISTERIO DE LA DEFENSA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO DE LAS FUERZAS ARMADAS NACIONALES I.U.P.F.A.N.

APROBACIÓN DEL JURADO EXAMINADOR DISEÑO DE PROTECOLO DE PRUEBAS A EQUIPOS EN LA SALIDA DE LOS TRAMOS DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN DE LA SUBESTACIÓN EL MACARO 230/115 KV. Este trabajo ha sido aprobado en nombre del Instituto Universitario Politécnico de las Fuerzas Armadas Nacionales, por el siguiente jurado:

Ing.

Ing.

Ing. Maracay, Mayo 1997

ii

REPÚBLICA DE VENEZUELA MINISTERIO DE LA DEFENSA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO DE LAS FUERZAS ARMADAS NACIONALES I.U.P.F.A.N.

APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO

En mi carácter de tutor académico del Trabajo Especial de Grado, titulado: “Diseño de Protecolo de Pruebas a Equipos en las salidas de línea de transmisión de la Subestación MACARO 230/115 KV.”, presentado por la ciudadana Gheidy Patricia Garcia Corona, para optar por el título de Ingeniero Electricista, considero que dicho trabajo reune los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador que se designe.

Ing. Francisco Gonzalez C.I: 10758567 Maracay, Mayo 1996

vi

iv

REPÚBLICA DE VENEZUELA MINISTERIO DE LA DEFENSA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO DE LAS FUERZAS ARMADAS NACIONALES I.U.P.F.A.N.

APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL

En mi carácter de tutor académico del Trabajo Especial de Grado, titulado: “Diseño de Protecolo de Pruebas a Equipos en las salidas de línea de transmisión de la Subestación MACARO 230/115 KV.”, presentado por la ciudadana Gheidy Patricia Garcia Corona, para optar por el título de Ingeniero Electricista, considero que dicho trabajo reune los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador que se designe.

Ing. Adan Romero C.I: Maracay, Mayo 1996

iv

Al Alma Mater y a Dios que siempre me acompaña. A mi madre por guiarme siempre hacia adelante. A mi padre por el cariño que me brinda. A Conny solidaria siempre conmigo. A Jean Piero por el simple hecho de existir.

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vi

A todos mis amigos, porque junto a ellos tuvo sentido el esfuerzo de llegar hasta aqui.

AGRADECIMIENTOS No es posible completar un trabajo como el presente, sin recurrir a la ayuda de un gran número de personas. Quiero expresar mi agradecimiento a las diversas personas cuya cooperación hizo posible que se completara el presente trabajo. Al Ing. Adán Romero, mi tutor industrial, por su gran interés en el proyecto y por su importante asesoramiento, con su ayuda fue posible la realización del mismo y a pesar de sus muchas ocupaciones no dejo de brindarme todo su apoyo. A Alexander García y Servando quienes continuamente me prestaron asesoramiento y revisaron cuidadosamente el manuscrito e hicieron comentarios sumamente útiles, mejorando la presentación de los puntos tratados en el trabajo. A mi tutor académico Ing. Francisco González, por su valioso asesoramiento que fue determinante en el desarrollo del trabajo. A todas las personas que integran el grupo de INGENIERÍA GEIPE y VEDETECNIC INGENIERÍA por su colaboración desinteresada y su disposición a ayudarme. A mi mamá, , gran parte de este trabajo lo debo a su guía y orientación cuando lo necesitaba, y por su ayuda en el desarrollo del marco metodológico. A Conny, mi hermana quién junto con Iliana revisaron parte del trabajo. vi

A mi papá por darme espacio, por estar a la disposición y permitir el desorden en su oficina. A todos ellos y demás personas que colaboraron de alguna forma en la realización del trabajo, sinceramente, gracias.

vi

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INDICE GENERAL DEDICATORIA

v

AGRADECIMIENTOS

vi

INDICE DE FIGURAS

xiv CAPITULO I

DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA 1.1.- Antecedentes de la Empresa

3

1.1.1.- Reseña Histórica

3

1.1.2.- Misión de la empresa

5

1.1.3.- Estructura Organizativa

5

1.2.- Planteamiento del problema

10

1.3.- Justificación

11

1.4.- Objetivo General

12

1.5.- Objetivos Específicos

12

1.6.- Alcance de la investigación

13

1.7.- Limitaciones

14 CAPITULO II MARCO TEÓRICO

2.1.- Pruebas Eléctricas a los equipos

15

2.1.1.- Pruebas de Fabrica

15

2.1.2.- Pruebas de Aceptación

16

2.1.3.- Pruebas periódicas de rutina

17

2.2.- Pruebas Funcionales

17

2.3.- Aislantes

18

2.3.1.- Clasificación de los aislantes

19

2.3.1.1.- Aislantes Líquidos

19 viii

2.3.1.2.- Aislantes Sólidos

21

2.3.1.3.- Aislantes Gaseosos

23

2.3.2- Pérdidas dieléctricas en los aislantes sólidos

23

2.4.- Pruebas de Aislamiento

24

2.4.1- Comportamiento del aislante a tensión continua

26

2.4.1.1.- Corriente Capacitiva

27

2.4.1.2.- Corriente de Absorción

28

2.4.1.3.- Corriente Superficial de fuga

28

2.4.1.4.- Corriente de Conducción

30

2.4.2.- Tipos de prueba con corriente directa

30

2.4.2.1.- Prueba de Resistencia de aislamiento

31

2.4.2.1.1.- Pruebas de Absorción dieléctrica

32

2.4.2.1.2.- Pruebas de Índice de polarización

33

2.4.2.2.- Pruebas de Alta Tensión de corriente directa

33

2.4.3.- Pruebas del aislante sólido con corriente alterna

33

2.4.3.1.- Pruebas de Alta Tensión aplicada

34

2.4.3.2- Pruebas de Factor de Potencia

34

2.4.3.3.- Comportamiento del aislante con corriente alterna 36 2.5.- Esquema de barras

38

2.6.- Tramo

43

2.6.1.- Tramo de salida de línea

43

2.6.2.- Tramo de transferencia

44

2.7.- Equipos de maniobra

45

2.7.1.- Disyuntores

46

2.7.1.1.- Capacidad nominal del disyuntor

46

2.7.1.2.- Componentes del disyuntor

50

2.7.1.2.1.- Cámara de extinción

51

2.7.1.2.2.- Columna o soporte a tierra

51

2.7.1.2.3.- Mecanismo de accionamiento

51

2.7.1.3.- Aislamiento de los disyuntores

52 vi

x

2.7.1.4.- Clasificación de los disyuntores

54

2.7.2.- Seccionadores

55

2.7.2.1.- Tipos de Mandos de los Seccionadores

56

2.7.2.2.- Aislamientos en seccionadores

57

2.8.- Transformadores de medida

57

2.8.1.- Transformadores de intensidad

61

2.8.1.1.- Transformadores de intensidad para medida

62

2.8.1.1.1.- Clase de precisión

63

2.8.1.2.- Transformadores de intensidad para protección 2.8.1.2.1.- Clase de precisión

64 64

2.8.1.3.- Transformadores de intensidad con varios núcleos

65

2.8.2.- Transformadores de potencial

65

2.8.2.1.- Transformadores de tensión capacitivos

66

2.8.2.2.- Transformadores de tensión para medida

66

2.8.2.2.1.- Errores de tensión y de fase

66

2.8.2.2.2.- Clase de precisión

67

2.8.2.3.- Transformadores de tensión monofásicos para protección 68 2.8.2.3.1.- Clase de precisión

68

2.8.2.4.- Aislantes para Transformadores

68

2.9.- Generalidades de los relés de protección

71

2.9.1.- Protección primaria, secundaria y de respaldo

72

2.9.2.- Funciones del sistema de protecciones

73

CAPITULO II MARCO METODOLÓGICO 3.1.- Tipo de investigación

74

3.2.- Áreas de investigación

75

3.3.- Base Documental

75

3.4.- Técnicas e instrumentos de recolección de datos

75

x

3.4.1.- Técnicas para la investigación

75

3.4.2.- Instrumentos de recolección de datos 76 3.5.- Fases de la investigación

76

CAPITULO IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA 4.1.- Esquema de subestación MACARO

78

4.1.2.- Descripción general de la Subestación

79

4.2.- Esquema de protección

81

4.2.1.- Esquema de protección para los tramos de 230 KV

81

4.2.2.- Esquema de protección para los tramos de 115 KV

84

4.2.3.- Descripción de los relés utilizados en los esquemas de protección en 230 y 115 KV

84

4.2.3.1.- Protección primaria

85

4.2.3.2.- Protección secundaria

88

4.2.3.3.- Relé de disparo Transferido

90

4.2.3.4.- Relé supervisor del circuito de disparo

91

4.2.3.5.- Relé verificador de sincronismo

92

4.3.- Disyuntores

93

4.4.- Seccionadores

96

4.4.1.- Enclvamientos

97

4.4.1.1.- Enclavamientos del tramo de salida de línea

99

4.4.1.2.- Enclavamientos del tramo de línea con la transferencia

100

4.5.- Transformadores de corriente

101

4.6.- Transformadores de potencial

101

4.7.- Equipos para pruebas

102 vi

xii

CAPITULO V PROTOCOLO DE PRUEBAS 5.1.- Pruebas a los disyuntores

104

5.1.1.1.- Inspección visual

104

5.1.1.2.- Pruebas Funcionales

105

5.1.1.3.- Pruebas de características dieléctricas

106

5.1.2.- Procedimiento de las pruebas a los disyuntores

106

5.1.2.1.- Pruebas funcionales

106

5.1.2.2.- Pruebas de simultaneidad y tiempos de operación

118

5.1.2.3.- Medición de la resistencia de contactos

122

5.1.2.4.- Pruebas de aislamiento en disyuntores

122

5.1.2.4.1.- Conexión de las pruebas de aislamientos en disyuntores tipo “ I ” con equipo DOBLE modelo M2-H.

123

5.1.2.4.2.- Circuito supresor de interferencia

125

5.1.2.4.3.- Interpretación de los resultados

127

5.2.- Pruebas a los relés de protección

127

5.2.1.- Relé verificador de tensión y sincronismo

129

5.2.2.- Relé de disparo

132

5.2.3.- Relé de recierre

134

5.2.4.- Protección primaria y secundaria

137

5.3.- Pruebas a seccionadores

138

5.3.1.- Inspección y pruebas

138

5.3.2.- Pruebas funcionales

139

5.3.2.1.- Pruebas funcionales a los tipos de mando

140

5.3.2.2.- Pruebas al sistema de enclavamientos

141

5.3.2.2.1.- Pruebas de enclavamientos del tramo de salida de línea

142

5.3.2.2.2.- Pruebas de enclavamiento del tramo salida de línea con transferencia 144 5.4.- Transformadores de corriente

146

5.4.1.- Inspección

146

5.4.2.- Pruebas a transformadores de corriente

146

xii

5.4.2.1.- Inyección primaria de corriente

147

5.4.2.2.- Verificación de la relación de transformación

149

5.4.2.3.- Medición de la carga conectada y verificación del cableado secundario 150 5.4.2.4.- Identificación de los núcleos

152

5.4.2.5.- Pruebas de direccionalidad

153

5.4.2.5.1.- Interpretación de los resultados

156

5.4.2.6.- Pruebas de aislamiento

158

5.4.2.6.1.- Pruebas de medición del factor de potencia

159

5.4.2.6.1.1.- Procedimiento de prueba de factor de potencia

159

5.4.2.6.2.- Medición de la rigidez dieléctrica del aceite

163

5.5.- Transformadores de potencial

165

5.5.1.- Inspección visual

165

5.5.2.- Verificación de la relación de transformación

166

5.5.3.- Verificación de la polaridad

169

5.5.4.- Verificación del cableado secundario y de la potencia

171

5.5.5.- Aceite aislante

172

5.5.6.- Medición del factor de potencia en el aislamiento

173

5.5.6.1.- Modelo dieléctrico

173

5.5.6.2.- Método de ensayo

174

5.5.6.3.- Interpretación de los resultados

176

CONCLUSIONES

177

RECOMENDACIONES

178

BIBLIOGRAFIA GLOSARIO ANEXOS ANEXO A: Datos obtenidos, vaciados en planillas de prueba ANEXO B: Tablas estadísticas para pruebas de aislamiento ANEXO C: Equipo de medición de factor de potencia marca DOBLE ANEXO D: Equipo de medición de tiempos de operación al disyuntor marca SEDETEC vi

xiv

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1.1.- Estructura Organizacional de CADAFE

6

1.2.- Organigrama Estructural de la Dirección de Transmisión

7

1.3.- Organigrama Estructural de las Gerencias de Producción del Sistema Oriental, Central y Occidental

9

2.1.- Diagrama Equivalente de un dieléctrico en C.C.

26

2.2.- Componentes de corrientes en tensión C.C.

29

2.3.- Corriente de conducción

30

2.4.- Circuito equivalente de un aislamiento

36

2.5.- Diagrama fasorial de las componentes de la corriente

37

2.6.- Diagrama Unifilar del Tramo de Salida de Línea

44

2.7.- Diagrama Unifilar Tramo Salida de Línea y Tramo de Transferencia 45 2.8.- Tiempos de operación del disyuntor

50

2.9.a.- Modelo dieléctrico de un disyuntor tipo I

53

2.9.b.- Modelo dieléctrico de un disyuntor tipo T

53

2.10.- Equivalente dieléctrico de un transformador de dos devanados

69

4.1.- Diagrama Unifilar de la Subestación MACARO

79

4.2.- Diagrama Unifilar de la salida de línea 230 kv.

83

5.1.- Esquema de conexión para la prueba 1, en UST en disyuntores

124

5.2.- Esquema de conexión para la prueba 2, en GST en disyuntores

124

5.3.- Diagrama del desfasaje proveniente del inyector de corriente

147

5.4.- Conexión del medidor de ángulos

154

5.5.- Esquema dieléctrico equivalente del TC.

160

5.6.- Conexión de prueba de aislamiento

161

5.7.- Esquema de conexión para las pruebas de aislamiento del TP.

162

5.8.- Conexión para realizar inyección primaria de tensión

167

xiv

5.9.- Nomenclatura de polaridad de acuerdo al orden de colocación de los terminales

169

5.10.- Esquema de conexión en la prueba de polaridad con fuente D.C.

170

5.11.- Esquema de circuito y observación e la desviación de la aguja en la prueba de polaridad con fuente D.C. 5.12.- Modelo circuital del transformador capacitivo

vi

171 173

INTRODUCCIÓN En la puesta en servicio de una Subestación, es necesario la realización de pruebas a los equipos recién instalados para asegurar que cumplan con las especificaciones y que estén instalados correctamente. Estas pruebas y verificaciones constituyen una de las partes más importantes del proyecto ya que las mismas permiten supervisar que la obra concluida se encuentra dentro de las especificaciones y que el sistema eléctrico opera en óptimas condiciones. El fin principal que persiguen dichas pruebas es el de aseverar el correcto funcionamiento de los equipos que se encuentran en la instalación.

La División de Protección y Medición de CADAFE se ve en la necesidad existente de poseer un manual de procedimiento de pruebas de aceptación aplicable a los equipos a nivel de transmisión en la salida de las líneas de la Subestación el MACARO 230/115 KV. y que a su vez sirva de guía durante el desarrollo de las futuras pruebas que se deban realizar para poner en servicio las Subestaciones.

Ante la necesidad de la empresa de energía eléctrica CADAFE de disponer de un manual que establezca las pautas a seguir para la evaluación de las condiciones dieléctricas y del funcionamiento de los equipos durante las pruebas de recepción, se realiza el estudio con fines de su aplicación como guía en el desarrollo de las mismas, para obtener resultados más confiables que permitan

asegurar la calidad de los equipos que integran el nuevo sistema, y que éste cumpla con las expectativas de ser confiable y eficiente.

El presente trabajo va dirigido fundamentalmente a realizar las verificaciones y pruebas para la recepción de obras de proyecto estableciendo las pautas que regulen la ejecución de estas, específicamente pruebas de recepción a los tramos de salida de línea en subestaciones energizadas.

CAPITULO I

DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA.

1.1.- ANTECEDENTES DE LA EMPRESA

1.1.1.- RESEÑA HISTÓRICA DE LA EMPRESA La compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) como empresa pública es propiedad del Estado Venezolano a través del Fondo de Inversiones de Venezuela (FIV). CADAFE se crea el 27 de Octubre de 1958, como resultado de la fusión de 15 empresas generadoras y distribuidoras de energía eléctrica, dependientes de la Corporación Venezolana de Fomento. No es sino hasta el 30 de Junio de 1959 cuando CADAFE comienza a generar, transmitir, distribuir y vender energía eléctrica. En 1968 CADAFE y EDELCA se interconectan a través de la línea de transmisión Macagua-Santa Teresa a 230 KV, y es a partir de esta fecha cuando CADAFE comienza un gran crecimiento debido a la ampliación y construcción de subestaciones por la aplicación de políticas de construcción de plantas de generación, desarrollo del sistema de transmisión e intercnexión .

CADAFE es una empresa que se ha caracterizado por constituir un recurso indispensable para el desarrollo económico, social y cultural del país. La prestación del servicio ha requerido de una infraestructura de grandes inversiones en plantas, líneas, redes, subestaciones, mantenimiento y oficinas. Con el fin de atender los requerimientos de los diferentes Estados, CADAFE se ha regionalizado, de forma que las empresas filiales de distribución y comercialización tengan un trato directo con los suscriptores, además de planificar el servicio tomando en cuenta las necesidades de cada comunidad. Las empresas filiales son ELECENTRO, ELEORIENTE, ELEOCCIDENTE Y CADELA. CADAFE

creó

la

Compañía

Anónima

Electricidad

del

Centro

(ELECENTRO), empresa regional de distribución y comercialización de energía eléctrica, para atender a los estados Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Territorio Federal Amazonas. ELEORIENTE se ocupa de los Estados Anzoátegui, Monagas, Bolívar, Nueva Esparta, Sucre y Territorio Federal Delta Amacuro. ELEOCCIDENTE comprende los Estados Falcón, Lara, Yaracuy, Carabobo, Cojedes y Portuguesa. CADELA incorpora los Estados Táchira, Mérida, Trujillo y Barinas. En 1988 CADAFE llevo energía eléctrica a la Región Sur que abarca el Estado Apure y el Territorio Federal Amazonas, con la implementación del plan llamado “Sistema Sur”, el cuál integra a la ciudad de Puerto Ayacucho al Sistema Interconectado.

CADAFE dispone de un complejo sistema de redes y Subestaciones para satisfacer la demanda de las distintas regiones del país, satisface la demanda actual a través del suministro de energía eléctrica mediante subestaciones de distribución y transformación. 1.1.2.- MISIÓN DE LA EMPRESA: La misión fundamental de CADAFE es Generar, Transmitir, Distribuir y vender Energía Eléctrica, en forma continua y rentable, para sustentar y promover el desarrollo económico del país y para mejorar el bienestar de la población asociada al uso del servicio Eléctrico. El objetivo fundamental de esta empresa es garantizar que el servicio eléctrico que presta sea de un modo continuo, estable y confiable. 1.1.3.- ESTRUCTURA ORGANIZATIVA: Actualmente la Organización de CADAFE está basada en la teoría Organizacional Lineo-Funcional, en la cual se destacan las líneas de autoridad y responsabilidad, así como las de comunicación, indicando la variedad de actividades que se realizan para alcanzar los objetivos de la empresa, de acuerdo con el Acta constitutiva, estatutos y disposiciones existentes, se puede apreciar en el Organigrama de la Estructura Organizacional de CADAFE. Las Instancias Directivas vigentes en CADAFE, de acuerdo a su ordenamiento legal y a los cambios organizativos que se han desarrollado, son los siguientes: - Asamblea General de Accionistas - Junta Directiva

- Junta Ejecutiva - Jerarquía Organizativa de la Empresa: • Presidencia • Vicepresidencia • Direcciones • Gerencias • Y las Instancias sucesivas. Junta Directiva Contraloría General PRESIDENCIA Dirección de Consultora Jurídica

Dirección de Secretaría

Dirección Relaciones Industriales

Dirección de Información y Publicidad

Vicep. Ejecutiva Generación y Transmisión

Dirección de Generación

Dirección de Transmisión

Gcia. Gral . Pta . Centro

Dirección de Desarrollo

Vicep. Ejecutiva de Planificación

Dirección de Planificación

Dirección de Informática

Vicep. Ejecutiva de Finanzas

Dirección Economía y Finanzas

Dirección de Almacenes y Suministros

Vicep. Ejecutiva de Coordinación Filiales

Dirección Coordinación Comercial

Dirección Coordinación Técnica

Figura 1.1 Estructura Organizacional CADAFE La Dirección de Transmisión está adscrita a la vicepresidencia Ejecutiva de Generación y Transmisión, y cuenta para la realización de sus objetivos con las siguientes Gerencias:

- Gerencia de operaciones. - Gerencia de Coordinación de Sistemas. - Gerencia de Producción Sistema Oriental (GPI). - Gerencia de Producción Sistema Central (GPII). - Gerencia de Producción Sistema Occidental (GPIII). Los objetivos de la Dirección de Transmisión y de las Gerencias adscritas es planificar, dirigir y evaluar los programas, procesos y actividades relacionadas con la transmisión de Energía Eléctrica en el Sistema Eléctrico Nacional de CADAFE (SENC), el cual forma parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Vicepresidencia Ejecutiva de Generación y Transmisión

Dirección de Transmisión

Gerencia de Operaciones

Gerencia de Coord. Sistemas

Despachos de Carga

Unidad Coor. Técnica

Sistema Oriental

Sistema Central

Sistema Occidental

Unidad Coord. Administrativa Unidad Coord. Recursos Humanos

Fig. 1.2 Organigrama estructural de la Dirección de Transmisión La Gerencia de Operaciones controla la Operación del Sistema Eléctrico Nacional de CADAFE (SENC), a través de los Despachos de Cargas, así como los estudios técnicos para la optimización de la calidad del servicio Eléctrico prestado.

La Gerencia de Coordinación de Sistemas controla las actividades TécnicoAdministrativas y de personal de Dirección de Transmisión, así como también sirve de enlace entre las Gerencias de Producción y las diferentes unidades organizativas de la Empresa, a fin de garantizar la efectiva gestión de dichas Gerencias. La Gerencia de Producción organiza, planifica, controla y evalúa la Generación y Transmisión de Energía Eléctrica, en cada área geográfica (Oriente, Centro, Occidente y Sur), con el fin de suministrar continuamente la energía requerida por las empresas regionales de distribución y clientes especiales en forma estable y confiable, al menor costo de producción y en las mejores condiciones de conservación de los equipos e instalaciones. Para el logro de sus objetivos la Gerencias de Producción cuentan con las unidades de Generación; Transmisión; Mediciones y Protecciones; Obras y Proyectos; Sistemas, Métodos y procedimientos de control; Relaciones Industriales; Administrativa y Control Previo; las cuales pueden ser vistas en Organigrama Estructural de las Gerencias de Producción en los diferentes Sistemas.

Vicepresidencia Ejecutiva de Generación y Transmisión

Dirección de Transmisión

Gerencia de Producción Sistema

Div. Relaciones Industriales

Div. De Transmisión

Div. Mediciones y Protecciones

Dpto. Control Previo

Unidad de Sistemas

Unidad Obras y Proyectos

Div. de Generación

División Administrativa

Fig. 1.3 Organigrama Estructural de las Gerencias de Producción Sistemas Oriental, Central y Occidental

1.2.- Planteamiento del problema: Al poner en servicio una Subestación es necesario realizarle pruebas de aceptación a los equipos o elementos involucrados en el sistema, donde se evalúen

las condiciones respecto al estado de los equipos para garantizar su correcta operación al ser instalados en la Subestación. Años atrás CADAFE contaba con una unidad encargada de pruebas de equipos de transmisión en subestaciones, llamado Departamento de pruebas de Subestaciones, la cual espiró en sus actividades hace aproximadamente 5 años atrás, ésta por decisión de la alta gerencia le correspondió a la División de Protección y Medición de las distintas Gerencias de Producción asumir la responsabilidad de esta actividad, aún cuando su infraestructura técnica (equipos y humanos) no estaban totalmente adaptado a los mismos, debido a la formación y al tipo de actividad particular (sistema de protección y sistema de medición) que por su naturaleza desarrolla. En tal sentido se hace necesario para la División de Protección y Medición contar con una serie de normas y disposiciones que les permitan realizar las pruebas de aceptación bajo ciertas especificaciones técnicas que precisen dar con un criterio altamente técnico en la evaluación que se hace a un equipo. Por tales motivos la División de Protección y Medición de CADAFE desea normalizar un Protocolo de Pruebas de Aceptación, el cual abarque las consideraciones para la selección del tipo de prueba más adecuada para los equipos encontrados en la salida de la línea de transmisión y pautas a seguir necesarias al ejecutarse dichas pruebas. Actualmente es necesario realizar las pruebas de aceptación para los equipos a la salida de dos tramos de líneas de transmisión de Caña de Azúcar a nivel de 230 KV. y dos tramos de líneas de San Jacinto a 115 KV., ambas en la ciudad de Maracay, con sus respectivos circuitos de protección y medición en la Subestación el MACARO 230/115 KV. de la Zona II de transmisión de CADAFE, siendo

necesario el desarrollo de un Protocolo de Pruebas a fin de conformar la documentación requerida para la evaluación de estos equipos. 1.3.- Justificación: Motivado a que el Departamento de Protección y Medición CADAFE no dispone de una referencia documental acerca de las pruebas a los equipos utilizados en sus esquemas de potencia en transmisión, es necesaria la creación de un manual donde estén bien definidos los parámetros y condiciones necesarias a evaluar en los equipos utilizados a la salida de los

tramos de líneas de 230/115 KV. de la

Subestación el MACARO para su aplicación en la ejecución de las pruebas. Además este protocolo de pruebas que se requieren al poner en servicio la Subestación servirá como documentación técnica de apoyo y guía al ejecutar las mismas. De este modo asegurar la eficiencia del servicio al realizar las pruebas bajo procedimientos establecidos por criterios unificados que certifiquen la aceptación de los equipos con la obtención de resultados más confiables en cuanto al estado de los mismos. Esto permitirá a su vez poseer un estándar de procedimientos de pruebas de aceptación a los equipos de transmisión de CADAFE que servirá como registro de la forma de realizar las pruebas y permite su aplicación

en las futuras

Subestaciones que vayan a implementarse, facilitando la ejecución de las mismas y mejorando la forma de evaluar los equipos. Ciertamente es importante que durante la ejecución de las pruebas se siga un procedimiento establecido con el fin de obtener mayor garantía de la veracidad del resultado de dichas pruebas y evitar introducir mayores errores humanos.

La aplicabilidad del Protocolo de Pruebas es fundamental para el desarrollo adecuado de estas, ya que permite llevar a cabo de un modo eficiente el método bajo el que se realizará dicha prueba para determinar las condiciones y funcionamiento de los equipos en prueba, así como la correcta interpretación de los resultados que arrojen las mismas. 1.4.- Objetivo General Diseño de un Protocolo de Pruebas de aceptación de los equipos a la salida de los tramos de líneas de transmisión de Caña de Azúcar a nivel de 230 KV. y líneas de San Jacinto a 115 KV. con sus respectivos esquemas de protección y medición en la Subestación el MACARO 230/115 KV. de la Zona II de transmisión de CADAFE. 1.5.- Objetivos Específicos: 1.- Reconocimiento de equipos en las instalaciones sometidas a prueba y determinar las características propias de los diferentes equipos sometidos a prueba. 2.- Determinar los tipos de pruebas que deben realizarse a los equipos de transmisión así como a los de protección. 3.- Evaluar los equipos de transmisión y los de protección según el tipo de prueba determinada mediante la realización de ensayos. 4.- Elaborar las planillas tipo para cada equipo de transmisión y protección involucrado que se utilizarán como formato al realizar las pruebas, con vaciado de información, a fin de tener un registro detallado del procedimiento llevado a cabo y de todos los aspectos concernientes a las pruebas efectuadas para cada equipo.

5.- Evaluar los resultados obtenidos para la aceptación de los equipos y establecer los parámetros, condiciones apropiadas y la metodología a seguir bajo los cuales se realizan las pruebas de aceptación de los equipos. 6.- Elaborar una serie de especificaciones particulares para el procedimiento de las pruebas de aceptación de los diferentes equipos de transmisión para los tramos de las líneas pertenecientes a la Subestación el MACARO. 1.6.- Alcance: La investigación se fundamenta en la elaboración de un manual para los equipos de transmisión y sus respectivos elementos en los circuitos de protección y medición en tramos de líneas de 230/115 KV. en la S/E el MACARO para su aplicación en la ejecución de las pruebas de aceptación de los mismos, determinado si el equipo cumple con las especificaciones y que su funcionalidad es correcta. En esta investigación se limita a utilizar sólo aquellos criterios necesarios para la realización de las pruebas de aceptación a los equipos de transmisión involucrados en los tramos mencionados, desarrollando aspectos tales como la selección de estas de acuerdo al tipo de equipo, la forma adecuada de realizarse y las pautas a seguir para realizarlas de forma adecuada.

1.7.- Limitaciones: - Dificultad para accesibilidad al personal técnico encargado de la parte de realización de pruebas a equipos por poca disponibilidad de tiempo.

- Adversidad de las condiciones atmosféricas para realización de ensayos. - Indisponibilidad a las instalaciones para la realización de pruebas por condiciones de servicio. - Carencia de equipos técnicos necesarios para la ejecución de las pruebas.

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1.- PRUEBAS ELÉCTRICAS A LOS EQUIPOS: Los tipos de pruebas que se pueden realizar a los equipos se pueden dividir en tres grupos: - Pruebas de fábrica. - Pruebas de aceptación. - Pruebas periódicas de mantenimiento. 2.1.1.- PRUEBAS DE FABRICA En las pruebas de fábrica se utilizan mesas de prueba especialmente diseñadas, líneas de transmisión artificiales y fuentes de corriente elevadas. Se trata en lo posible de simular condiciones en la que los equipos se van a encontrar en la práctica. En la construcción o reparación de equipos se efectúa un protocolo de pruebas antes de entregarlo, estas pruebas son conocidas como pruebas de control de calidad de fabricación o reparación.

2.1.2.- PRUEBAS DE ACEPTACIÓN Las pruebas de aceptación o recepción se realizan generalmente una vez, cuando se efectúa la puesta en marcha del equipo recién instalado. Se efectúan normalmente en los equipos nuevos o reparados. Las pruebas se hacen en la Subestación posteriormente a las pruebas de fabrica para cerciorarse que el equipo recién instalado no ha sido dañado en el transporte o en su instalación. En estas pruebas se puede exigir de ser necesario, un mantenimiento correctivo o devolver el equipo a la fabrica si el desperfecto es grave. Estas pruebas se hacen para determinar lo siguiente: a.- Si el equipo cumple con las especificaciones y para establecer los parámetros en pruebas futuras. b.- Asegurar que el equipo fue instalado correctamente sin sufrir daños. La realización de estas pruebas es imprescindible, ya que siempre es probable que ocurran daños a los equipos durante la ejecución de los trabajos para la instalación de los mismos, así como laverificación de su correcto funcionamiento. También con estas pruebas, es posible sentar un punto de partida de un buen mantenimiento, empezando un historial de pruebas con el fin de constatar en el futuro, el progresivo envejecimiento de los parámetros del equipo.

2.1.3.- PRUEBAS PERIÓDICAS DE RUTINA Las pruebas periódicas de rutina o mantenimiento se efectúan por planificación, a petición o por motivos tales como dudas del buen funcionamiento del equipo, cambio del diseño original de fabricación o reemplazo de partes dañadas. Estas pruebas se efectúan periódicamente y durante toda la vida útil del equipo. Con estas pruebas se pueden detectar desperfectos de un equipo ya en uso y prepararle una salida correctiva o cerciorarse que el equipo cumple con todas sus funciones de una manera segura y eficiente. Las pruebas de mantenimiento a los equipos de protección consisten básicamente en la realización de un mínimo número de pruebas para asegurar que el sistema seguirá operando correctamente. Normalmente se hace una inspección visual y pruebas de inyección secundaria a fin de verificar que algunos parámetros de los equipos de protección cumplan con los valores mínimos requeridos para asegurar la integridad del sistema de protecciones. Muchas veces, estas pruebas de rutina se efectúan a los equipos de protección mientras se les hace mantenimiento a los equipos de potencia, para aprovechar los períodos de desenergización del sistema de potencia. 2.2.- PRUEBAS FUNCIONALES Estas pruebas son ejecutadas para verificar el correcto funcionamiento de los equipos. Estas deben cubrir todos los equipos de maniobra, señalizaciones, sistemas de aire comprimido, transformadores y en general todos aquellos

dispositivos cuyo funcionamiento debe ser verificado para garantizar que dichos equipos funcionan correctamente. Consisten en inyecciones secundarias en transformadores de corriente y de tensión y en simulaciones de señales eléctricas para comprobar la calidad de los circuitos y del equipamiento en baja tensión. Estas pruebas se ejecutan en forma individual y en conjunto, donde los ensayos se realizan a un equipo en particular y a varios de ellos como un todo. Las pruebas en conjunto se realizan una vez finalizadas exitosamente las pruebas individuales. Las pruebas de aceptación incluyen este tipo de pruebas a los equipos, donde se ejecutan operaciones para comprobar que se realicen sin ningún tipo de detalles. Entre las principales pruebas se pueden mencionar las siguientes: - Enclavamientos entre seccionadores y disyuntores. - Señalización. - Control. - Mandos locales y remotos. - Inyecciones secundarias de transformadores de corriente y transformadores de tensión. - Alarmas visuales, acústicas, locales y remotas. - Otras. 2.3.- AISLANTES

En general todos aquellos materiales que no son conductores se les llama materiales aislantes, por su baja conductividad impiden el paso de la corriente que los atraviesa. Estos materiales poseen propiedades dieléctricas que presentan un aumento de la constante proporcional ε r, conocida como constante dieléctrica relativa. A diferencia de los conductores, en los aislantes las cargas positivas y negativas, hablando desde el punto de vista atómico, no son libres de moverse cuando están bajo la influencia de un campo eléctrico externo, como sucede con los electrones en los metales conductores, sin embargo se origina un desplazamiento relativo de dichas cargas producidas por el efecto de un campo exterior, este fenómeno se conoce como polarización de la substancia. El aislante de un equipo está formado por materiales dieléctricos que sirven para obstaculizar el paso del fluido eléctrico entre dos puntos con diferente potencial de tensión. La vida útil de un equipo depende fundamentalmente del buen estado de estos componentes. 2.3.1.- CLASIFICACIÓN DE LOS AISLANTES Los aislantes se clasifican según sus características físicas de la siguiente manera: - Aislantes líquidos. - Aislantes sólidos. - Aislantes gaseosos. 2.3.1.1.- AISLANTES LÍQUIDOS

Los aislantes líquidos desempeñan un papel muy importante en la técnica de aislamiento, debido principalmente a que además de tener una rigidez dieléctrica relativamente alta que los hace buenos dieléctricos, protegen a los aislamientos sólidos contra la humedad y el aire y transmiten calor por convección. Las principales características de los aislantes líquidos son: -

Propiedades

físicas

como

densidad,

coeficiente

de

dilatación,

conductividad térmica, calor específico, viscosidad, constante dieléctrica, estas propiedades dependen de la constitución química de los diferentes aislantes. - Propiedades dieléctricas, como la rigidez dieléctrica que depende de las impurezas disueltas en el líquido, o bien sustancias en suspensión como fibras o gotas de agua que aparecen durante la fabricación o uso. Los aislantes líquidos pueden dividirse en cinco grupos principales que son los hidrocarburos (aceites minerales),

hidrocarburos aromáticos clorados,

hidrocarburos fluorados, aceite de silicona y otros aislantes líquidos como el aceite de ricino. De estos aceites aislantes los que tienen mayor aplicación en las técnicas de alta tensión son los aceites minerales y los hidrocarburos aromáticos clorados. El aceite mineral está constituido por la mezcla de gran variedad de hidrocarburos; entre ellos se encuentran los aceites de metano, aceites de nafta y aceites naftametános. Se emplean en restauradores, seccionadores e interruptores como refrigerantes, aislante eléctrico y elemento de extinción del arco eléctrico, también se emplean en capacitores y cables. Estos tipos de dieléctricos presentan la desventaja de que tienden a oxidarse.

Los hidrocarburos aromáticos clorados son dieléctricos líquidos sintéticos que resultan permanentes, inoxidables e incombustibles. Algunos de estos aceites son el Ascarel, Pyramol, etc. 2.3.1.2.-AISLANTES SÓLIDOS Los aislantes sólidos desempeñan un papel muy importante en las instalaciones eléctricas de transmisión y distribución. La vida de una máquina eléctrica depende fundamentalmente de la vida de sus aislamientos. Existen varios tipos de materiales aislantes sólidos, como son: - Materiales cerámicos, vidrios y cuarzo: Los materiales inorgánicos como la arcilla son utilizados en variadas proporciones, como la porcelana, que es el producto cerámico más noble, compacto y blanco de todos y se emplea en aisladores de alta y baja tensión, para bajas y altas frecuencias, condensadores piezas aislante, tubos de protección para aislamientos térmicos, etc. - Compuestos de titanio: Estos se emplean cada día más en la fabricación de condensadores y se caracterizan por su alta constante dieléctrica. - Oxicerámica: Es una evolución de las porcelanas con alto contenido de oxido de aluminio (Al2O3) y tienen la particularidad de presentar mayor resistencia al fuego y mejor conductividad térmica. Se emplean básicamente en la fabricación de bujías de encendido y protección de elementos térmicos. - Vidrio: Son cuerpos sólidos transparentes de consistencia frágil. Sus aplicaciones más importantes son aisladores para electrofiltros, componentes de rectificadores, tubos de descarga y aparatos de alta frecuencia.

- Materiales fibrosos: Papel, tejidos y madera. De las materias más empleadas en las técnicas de alta tensión se tienen las materias fibrosas, las más usadas son el papel de celulosa y sus similares. El papel es un producto de fibras compuesto básicamente de celulosa que puede contener algunos materiales inorgánicos como vidrio y mica. Se ven muy afectados por el contenido de humedad, volumen de poros e impurezas. Existen papeles a base de fibras sintéticas integradas y tienen una resistencia mecánica mucho menor, pero tienen la ventaja de ser incombustibles y soportan temperaturas más altas que los papeles de celulosa. El papel es un material poroso fácilmente atacado por la humedad, y por esta razón no se emplea sólo como material aislante, se utiliza sumergido en un aislante líquido o impregnado en algún barniz o en algunas ocasiones rodeado de gas seco a presión. El papel en aceite mineral cumple fines de separar conductores y soportar solicitaciones mecánicas, se aplica en gran escala en equipos estacionarios como transformadores, condensadores, cables. - Mica: Uno de los materiales eléctricos que presenta grandes ventajas para su aplicación en máquinas eléctricas es la mica, debido a sus excelentes características dieléctricas y a su gran resistencia al calor. - Productos sintéticos: Estos son sustancias artificiales que se obtienen por el procedimiento de enlazar moléculas para formar macromoléculas. Algunos de estos materiales pertenecen a la clase del polietileno, siliconas, poliésteres, poliuretanos. - Barnices aislantes: Son mezclas de recinas, aceites, asfalto y similares que aplicados a algunos elementos los aíslan eléctricamente.

2.3.1.3.- AISLANTES GASEOSOS Este tipo de aislantes tienen limitadas aplicaciones debido a las características propias de su estado. Los aislantes gaseosos más utilizados son el aire y el hexafluoruro de azufre (SF6). El SF6 se emplea en disyuntores, transformadores, barras de distribución y subestaciones blindadas. El aire básicamente se aplica como aislamiento externo, ya que las superficies de los aislamientos sólidos del equipo están en contacto con el aire circundante, que representa un medio bajo el cual hace menos propensas a aparecer a las descargas superficiales. 2.3.2.- PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS EN LOS AISLANTES SÓLIDOS La mayoría de los aislantes sólidos cuando se encuentran bajo la acción de un campo eléctrico variable, permiten el paso de una corriente pequeña ya que se comportan en parte como conductores, esto ocasiona pérdidas que se manifiestan en forma de calor. La energía que se disipa de esta forma se debe a las pérdidas dieléctricas que son básicamente de tres tipos: a) Pérdidas por conducción (muy pequeñas y de poca importancia): Aparecen en los aislantes por efecto de traslación de cargas eléctricas que pueden ser electrones o iones. La conducción electrónica se debe al movimiento libre (en

cantidades pequeñas) que existen en todos los materiales aislantes, originando una corriente eléctrica que engendra calor y pérdida de energía. b) Pérdidas de polarización: Se deben a los movimientos de los dipolos que tienden a orientarse por la acción de un campo eléctrico. En estas pérdidas la frecuencia es muy importante ya que para corriente continua a frecuencias muy bajas o muy elevadas no hay pérdidas considerables, pero existe un rango de frecuencias en el que las pérdidas si son considerables. c) Pérdidas por histéresis dieléctricas: En los aislantes sólidos se presenta un fenómeno de histéresis dieléctrica semejante a la histéresis magnética en los materiales magnéticos. Esto origina una distribución con variaciones y caída de tensión de sentido contrario al campo aplicado lo que origina que se puedan presentar diferencias de potencial muy fuertes en determinadas capas. Las pérdidas dieléctricas dependen directamente del volumen y la configuracióndel aislante, además de la tensión de prueba aplicada. Las fallas de aislamiento se producen por: - Formación de arcos: • Sobretensiones de maniobra. • Sobretensiones atmosféricas - Pérdidas excesivas causadas por envejecimiento del aislamiento. - Por contaminación externa como polvo, humedad, etc. - Por agentes externos al sistema (contactos de objetos externos con partes energizadas). 2.4.- PRUEBAS DE AISLAMIENTO

Las pruebas de aislamiento se efectúan normalmente aplicando alta tensión al equipo, para así medir las corrientes de fuga que aparecen en esta prueba. Un exceso de corriente de fuga, indica el deterioro del dieléctrico o una falla incipiente del aislamiento. La prueba del dieléctrico puede ser efectuada con corriente directa o corriente alterna. Para evaluar las condiciones del aislamiento de un equipo es necesario realizar las pruebas en: - Corriente alterna. - Corriente continua. A continuación se presenta algunas ventajas y desventajas de la prueba con corriente directa: Ventajas: - La prueba con corriente directa es considerada mucho menos perjudicial para el aislante que la prueba de corriente alterna. - Se puede leer y registrar en todo momento la medición de la corriente de fuga mientras está en curso la prueba en corriente directa. Desventajas: - En los transformadores, la distribución de los campos de alta tensión de corriente directa es diferente de como se distribuyen en estos mismos equipos los campos de alta tensión de corriente alterna.

- Después de la prueba en corriente directa la tensión capacitiva residual debe ser cuidadosamente descargada. - El tiempo requerido para efectuar la prueba en corriente directa es mucho más largo que la prueba en corriente alterna. El comportamiento eléctrico de un aislante sometido a tensión equivale al circuito eléctrico de un condensador, el cual puede representarse mediante el esquema eléctrico mostrado en la figura 2.1.

C

RA

RL Figura 2.1 Diagrama equivalente de un dieléctrico en C.C. Donde : C = Capacitancia RA = Resistencia de absorción. RL = Resistencia de fuga. 2.4.1.- COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO DEL AISLANTE A TENSIÓN CONTINUA Cuando se somete a tensión continua a un aislante sólido las corrientes de fuga se discriminan como sigue:

a) Corriente capacitiva. b) Corriente de absorción del dieléctrico. c) Corriente por pérdidas superficiales del dieléctrico. 2.4.1.1.- CORRIENTE CAPACITIVA Es la corriente que se genera en el aislante sólido al aplicar alta tensión. El valor de la corriente de carga es función del tiempo y tiene inicialmente un valor elevado que disminuye rápidamente hasta alcanzar un valor despreciable a medida que el capacitor se carga. Al iniciarse las pruebas en corriente continua, no debe tomarse en consideración esta corriente como medida de referencia y más bien hay que esperar que disminuya y casi se estabilice para tomar una lectura definitiva de la medición sin que intervenga de un modo considerable esta corriente. Para determinar la corriente capacitiva se usa la siguiente formula:

Ic =

E R

− T RC

e

Donde: E = Tensión nominal del equipo. R = Resistencia total del circuito (RA+r) T = Tiempo después de aplicar el voltaje. C = Capacitancia equivalente del condensador. r = Resistencia de la fuente.

2.4.1.2.- CORRIENTE DE ABSORCIÓN: La corriente de absorción es alta al iniciarse la aplicación de la tensión y luego decrece lentamente hasta estabilizarse. Esta corriente se origina por la baja resistencia inicial del aislamiento que equivale a un condensador. El bajo valor de resistencia del aislamiento inicial está originado en parte por la corriente de absorción dieléctrica, la cual disminuye con el tiempo, requiriendo generalmente más de diez minutos para alcanzar un valor despreciable. A continuación se indica la fórmula para calcular la corriente de absorción: Ia = A.V.C.T-B Donde: Ia = Corriente de absorción V = Tensión de prueba en Kilovoltios. C = Capacitancia en microfaradios. A y B = Constantes proporcionales que dependen del aislamiento. 2.4.1.3.- CORRIENTE SUPERFICIAL DE FUGA La corriente superficial de fuga se genera en la superficie del aislante, entre dos puntos conductores con diferente potencial.

La resistencia de aislamiento es más alta cuando la superficie del aislante está limpia, La corriente de fuga debe ser minimizada limpiando cuidadosamente la superficie del material aislante y del conductor antes de empezar las pruebas de tensión aplicada. La corriente de fuga prácticamente no varia con el tiempo para un voltaje aplicado, y es esta corriente el

factor principal por el cual se puede juzgar un

aislamiento. La corriente de fuga se calcula mediante la siguiente ecuación:

Ifuga =

E Rs

Donde Rs es la resistencia total del aislamiento (RL + r) Tanto la corriente de absorción como la corriente capacitiva pertenecen al régimen transitorio y la corriente de fuga es de caracter permanente. La componenet ecapacitiva tiene una constante de tiempo mucho menor que la de absorción. La Figura 2.2 muestra las componentes de las corrientes de fuga cuando el aislante se somete a tensión continua. I corriente total corriente capacitiva corriente de absorción corriente de fuga

Fig. 2.2 Componenetes de corrientes en tensión C.C. 2.4.1.4.- CORRIENTE DE CONDUCCIÓN Es la corriente que atraviesa el aislamiento, alcanza un valor prácticamente constante una vez que haya disminuido la corriente de absorción dieléctrica. El bajo valor de resistencia de aislamiento inicial causado por la corriente capacitiva y la corriente de absorción dieléctrica hacen que la corriente de conducción tenga un valor pequeño, que irá en aumento hasta estabilizarse cuando se hayan decrementado significativamente dichas corrientes, así como se muestra en la siguiente figura: I

t Fig. 2.3 Corriente de conducción 2.4.2.- TIPOS DE PRUEBAS CORRIENTE DIRECTA Los tipos de pruebas en corriente directa son los siguientes: • Prueba de resistencia de aislamiento. • Prueba de alta tensión en corriente directal.

2.4.2.1.- PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO La resistencia de aislamiento es la resistencia en Megaohms que ofrece un aislamiento a un voltaje aplicado de corriente directa. La prueba de resistencia dieléctrica del aislante se efectúa aplicando tensiones de prueba que van desde 100 V. hasta 10 KV, usando un instrumento (MEGGER) que genera esta tensión y mide la resistencia del material en megaohms. Esta prueba determina el grado de deterioro del material aislante. La resistencia de aislamiento varía directamente con el espesor de del aislamiento e inversamente con el área del aislamiento bajo prueba. Los factores que influyen en la medición de la resistencia de aislamiento son los siguientes: - Efecto de carga previa: Que puede provenir de una operación normal del generador con neutro aislado o de una medición anterior de la resistencia de aislamiento. - Humedad: La humedad que entra en contacto con el aislamiento hace que la resistencia de aislamiento baje considerablemente. - Temperatura: Cuando se hace la medición de la resistencia de aislamiento es conveniente hacerlas a la misma temperatura o referirlas a una temperatura base, ya que en la mayoría de los aislamientos, la resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura.

Todas las mediciones de resistencia de aislamiento deben ser corregidas para una temperatura de referencia de 20ºC. La resistencia dieléctrica puede ser determinada por los métodos siguientes: - Medición de resistencia vs. tiempo ( relación de absorción). - Índice de Polarización. 2.4.2.1.1.- PRUEBA DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA Un buen aislamiento muestra durante la prueba de megado, un continuo aumento del valor de resistencia. Por otra parte un sistema aislante contaminado por humedad, sucio u otros, muestra un bajo valor de resistencia que no aumentará mientras dure la prueba. En un buen aislante, el efecto de la corriente de absorción decrece durante la prueba. Al contrario, en un sistema con el aislamiento en malas condiciones, el efecto de absorción no disminuye y es perpetuado por altas corrientes de fuga. La prueba de resistencia vs. tiempo no es influenciada por la temperatura o el tamaño del equipo en prueba. Con esta prueba se puede determinar las condiciones del aislamiento. El valor de la relación resistencia/tiempo puede indicarnos las condiciones de aislamiento. La relación existente entre la lectura del valor de la resistencia a los 60 segundos con la lectura de la misma a los 30 segundos es denominada relación de absorción dieléctrica.

2.4.2.1.2.- PRUEBA DE INDICE DE POLARIZACIÓN La pendiente de la corriente de absorción dieléctrica tomada a una temperatura dada, indica el grado de secado del aislamiento, esta pendiente puede ser expresada como el índice de polarización y se obtiene de la siguiente forma: Índice de polarización

=

Resist. de Aisl. a los 10 min. Resist. de Aisl. a 1 min.

La relación se hace para lecturas tomadas a tensión constante. Un índice de polarización inferior a 1, indica pésimas condiciones del aislamiento del equipo. Esta prueba puede utilizarse en cables, transformadores y máquinas rotativas. 2.4.2.2.- PRUEBAS DE ALTA TENSIÓN DE CORRIENTE DIRECTA Consiste en aplicar un voltaje de corriente directa por encima del valor de cresta de corriente alterna, durante un lapso de tiempo corto, durante el cual se toman medidas para realizar la gráfica de corriente de fuga contra el tiempo. La corriente de fuga debe disminuir con el tiempo para poder corroborar el buen estado del aislamiento, siempre que la magnitud de la corriente de fuga no sea excesiva. 2.4.3.- PRUEBAS DEL AISLANTE SÓLIDO CON CORRIENTE ALTERNA Hay pruebas que deben realizarse aplicando tensión alterna con el fin de evaluar la condición del aislamiento, estas pruebas son: - Prueba de alta tensión aplicada (A.C.)

- Prueba del factor de potencia del dieléctrico. 2.4.3.1.- PRUEBAS DE ALTA TENSIÓN APLICADA La prueba con alta tensión de corriente alterna se efectúa normalmente con una tensión superior a la tensión nominal y por un lapso de tiempo corto, normalmente 1 minuto. Por Normas Internacionales y en equipos nuevos pueden estar en el orden de 3 a 6 veces la tensión nominal de diseño. Esta prueba es normalmente conocida como prueba AC HI-POT, con ella es posible evaluar las condiciones del aislamiento. Con vista a las diferencias tensiones nominales que tienen los equipos que componen un sistema eléctrico, se recomienda no sobrepasar los valores de tensión de prueba estándar indicados en las tablas de las normas IEC o ASTM. Esta es una prueba

de carácter destructivo ya que pueden alterar las

cualidades dieléctricas de los equipos bajo observación, al sometrelos a esfuerzos eléctricos superiores a los del diseño, aunque el equipo no está exento en su futura operación como parte del sistema eléctrico de potencia, por lo cual es necesario garantizar que podrá soportar estas condiciones. 2.4.3.2.- PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA El factor de potencia de un aislamiento es una medida de las pérdidas dieléctricas y no de la resistencia dieléctrica, depende del tipo de material dieléctrico y sus condiciones. Esta prueba se usa principalmente para determinar la calidad del aislamiento en bushing de alta tensión, cables, devanados de transformadores y aceites de transformadores.

Las pruebas de factor de potencia al aislamiento de los devanados de generadores y condensadores sincronos, son útiles para determinar la presencia de humedad y la ionización o efecto corona. Las pruebas de factor de potencia hechas a equipos nuevos antes de ser puestos en servicio muestran si se ha absorbido o no excesiva humedad durante el transporte y la instalación. La prueba inicial es de mucho valor ya que suministra los datos básicos necesarios para hacer comparaciones con pruebas subsecuentes. En equipos viejos la prueba de factor de potencia sirve para detectar la humedad u otras condiciones anormales de servicio. El factor de potencia y la capacitancia no dependen de la tensión de prueba aplicada, aunque la magnitud de ésta mientras sea más alta, más preciso será el valor del factor de potencia obtenido. Es dependiente significativamente de las condiciones ambientales, es decir de la temperatura y de la humedad. Ya que el factor de potencia será prácticamente independiente de la tensión de prueba, la ventaja que presenta este método es que no produce envejecimiento, degradación o daños al equipo bajo prueba por cuanto la aplicación de la corriente alterna es reducida; a diferencia del método de aplicación de alta tensión continua, el cual es considerado como prueba de carácter destructivo al igual que las pruebas de alto potencial en alterna. Experimentalmente se ha comprobado que la prueba de factor de potencia es más confiable que la prueba de resistencia de aislamiento y además esta menos influenciada por la componente superficial de dispersión.

2.4.3.3.-

COMPORTAMIENTO DEL AISLANTE CON CORRIENTE

ALTERNA El comportamiento de un aislante sometido a tensión alterna es similar a la de un capacitor. En el cuál la resistencia de absorción es pequeña y se puede despreciar para simplificar el esquema, como se muestra en la figura 2.4. C Ic

IRL

RL

Fig. 2.4 Circuito equivalente de un aislamiento. Donde : C = Capacitancia. RL = Resistencia de fuga. Ic = Componente capacitiva. IRL = Componente resistiva o de fuga. Al aplicar una corriente alterna al material aislante, se produce una corriente que atraviesa al mismo con dos componentes cuya representación del diagrama vectorial se muestra en la figura 2.5, dichas componentes son las siguientes: - Una corriente “Ic” a través de la capacitancia “C”. - Una corriente “IRL” a través de la resistencia “RL”.

jX Ic

δ

I ϕ IRL

R

Fig. 2.5 En la realidad la corriente de fuga es mucho menor que la corriente capacitiva, y mientras más pequeño sea su valor menor será δ, debido a esto ϕ tiende a 90º, resultando: Tan δ = Cos ϕ El factor de potencia se basa en la relación de la potencia activa entre la potencia aparente:

Fp =

W V. I

Donde: Fp = Factor de potencia. W = Potencia real en vatios. V.I = Potencia aparente (Voltaje e intensidad) en V.A.

Cos ϕ =

I RL V. I RL W = = I V. I V. I

Fp = Cos ϕ =

W V. I

En el caso de inyectar una tensión de prueba de 10 KV, para equipos con tensiones mayores de 12.5 KV: V=10 KV Fp ( % ) =

W 10 KV. ( mA )

Simplificando:

Fp( % ) =

W 10 mA

2.5.- ESQUEMA DE BARRAS: El Esquema de Barras es la disposición de la barra o juegos de barra por niveles de tensión que conforman una Subestación. Los esquemas de barra existentes en las Subestaciones de CADAFE son: - Esquema de Barra simple. - Esquema de Barra seccionada por un disyuntor. - Esquema de Barra con seccionadores en derivación. - Esquema de Barra doble con acoplador (Mixtas). - Esquema de Barra Principal y de Transferencia. - Esquema de Barra Doble con disyuntor y medio.

1.- Esquema de barra simple: Este esquema esta formado por una sola barra continua a la cual se conectan directamente los tramos de la Subestación, por cada disyuntor existe solamnete una salida de líneas asociada. Este esquema se utiliza en áreas de servicio en las cuales los cortes de energía por mantenimiento afectan a cargas de poca importancia. Ventajas: - Instalación simple y de fácil operación. - Complicación mínima en las conexiones de los equipos y del esquema de protecciones. - Costo reducido, es el más económico ya que utiliza menor cantidad de equipos. - Requiere de poco espacio físico para su costrucción. Desventajas: - Una falla en barras interrumpe totalmente el suministro de energía eléctrica. - Se pierde la continuidad del suministro eléctrico en el tramo al realizar mantenimiento del diyuntor asociado. - Requiere que la Subesatción este totalmente fuera de servicio para ampliaciones en la barra. 2.- Esquema de barra seccionada por un disyuntor: Este esquema está constituido por dos barras principales, las cuales pueden acoplarse entre sí mediante un disyuntor y sus seccionadores asociados. Se utilizan en Subestaciones normalizadas del tipo Nodal III con acoplador de barra.

Ventajas: - Garantiza mayor continuidad de servicio. - Facilita el mantenimiento de los tramos conectados a la barra. - Las fallas en barra dejan fuera de servicio los tramos de la sección de barras afectada. - Requiere de poco espacio físico para su construcción. Desventajas: - Una falla en barra puede ocasionar racionamiento. - El mantenimiento de un disyuntor deja fuera de servicio el tramo al cual está asociado. 3.- Esquema de barra simple con seccionador en derivación: Este esquema es similar al esquema barra simple, solo que los tramos tienen adicionalmente un seccionador en derivación. Se utiliza en el diseño de Subestaciones normalizadas tipo Radial I. Ventajas: - Permite realizar labores de mantenimiento en los tramos sin interrumpir el servicio, mediante el uso del seccionador en derivación. - Requiere d epoco espacio físico para su construcción.

Desventajas: - Una falla en barra interrumpe totalmente el suministro de energía.

- Requiere que la subestación esté totalmente fuera d eservicio para realizar ampliaiones en la barra. 4.- Esquema de barra doblecon acoplador: este esquema de barras está constituido por dos barras principales, las cuales pueden acoplarse entre sí mediante un disyuntor y sus seccionadores asociados. Este esquema se utiliza en las instalaciones que están relacionadas directamente con la red troncal del sistema interconectado. Ventajas: - Permite realizar labores de mantenimiento en una barra sin interrumpir la continuidad del servicio. - Facilita realizar el mantenimiento de los seccionadores de barra afectando solamente el tramo al cual están asociados. Desventajas: - Para realizar el mantenimiento del disyuntor de un tramo, es necesario dejar fuera de servicio el tramo correspondiente.

5.- Esquema de barra principal y de transferencia: Este esquema esta constituido por una barra principal y una barra de transferencia y permite la transferencia de los tramos. Se utiliza en los diseños normalizados de la Subestación Nodal I y Nodal II. Ventajas:

- Se puede realizar mantenimiento del disyuntor de un tramo transferida su carga. - Facilita efectuar el mantenimiento de los seccionadores de línea afectando solamente el tramo al cual están asociados. - Facilita el mantenimiento del seccionador de transferencia cuando no esta transferida la línea. - Requiere de poco espacio físico para su construcción. Desventajas: - Para efectuar el mantenimiento de la barra y de los seccionadores asociados es necesario desenergizar totalmente la misma. 6.- Esquema de barra doble con disyuntor y medio de salida: Es aquel que está constituido por dos barras principales interconectadas a través dos tramos de disyuntor y medio (tres celdas). Ventajas: - No necesita tramo de enlace de barra. - Permite realizar mentenimiento a un disyuntor sin dejar fuera de servicio el tramo correspondiente. Desventajas: - Para efectuar el mantenimiento de los seccionadores conectados directamente al tramo, es necesario dejar fuera de servicio el tramo correspondiente. - Requiere de gran espacio físico para su construcción. - Requiere mayor número de interruptores, lo que lo hace más costoso.

2.6.- TRAMO Un tramo es el espacio físico de la Subestación conformado por dispositivos de maniobra y los equipos de potencia asociados. Los tramos en la Subestación se clasifican de acuerdo a la función que cumplen: - Generación - Transformación - Salida de línea - Acople y/o seccionamiento de barras - Transferencia - Compensación 2.6.1.- TRAMO DE SALIDA DE LÍNEA El Tramo de Salida de Línea esta integrado por: a.- Un disyuntor b.- Un seccionador de línea. c.- Un seccionador de puesta a tierra. d.- Un seccionador de barra. e.- Un seccionador de transferencia. f.- Transformadores monofásicos de corriente. g.- Transformadores monofásicos de potencial. h.- Trampa de Onda. i.- Pararrayos (opcional). En la figura 2.6 se puede apreciar el Diagrama Unifilar del Tramo de Salida de Línea.

B.P. g d

h

T.P.

a f

T.C .

b c e B.T. Figura 2.6 Diagrama Unifilar Tramo Salida de Línea. 2.6.2.- TRAMO DE TRANSFERENCIA El tramo de transferencia es aquel cuya función es “sustituir” temporalmente en sus funciones al disyuntor del tramo que está sometido a mantenimiento u operación. Los componentes que integran este tramo para niveles de tensión en 115 y 230 KV son: - Un disyuntor - Un seccionador de barra principal - Un seccionador de barra de transferencia

B.P. T.P. Tramo

Tramo de

de

salida de línea

Transferencia

T.C .

B.T. Figura 2.7 diagrama Unifilar de Tramo de Salida de Línea y Tramo de Transferencia. 2.7.- EQUIPOS DE MANIOBRA: Los equipos de maniobra son todos aquellos equipos de potencia instalados en la Subestación para abrir o cerrar un circuito eléctrico. En las Subestaciones de CADAFE existen dos tipos de equipos de maniobra para transmisión, son los siguientes: - Disyuntores - Seccionadores

2.7.1.- DISYUNTORES

Un disyuntor es un dispositivo diseñado para interrumpir o restablecer circuitos en condiciones normales de carga, así como interrumpir en las condiciones anormales o fallas que se puedan presentar en el sistema eléctrico, sobre todo en el caso de cortocircuitos. Pueden ser maniobrados a voluntad (manualmente o a distancia) o automáticamente mediante relés. Los disyuntores deben poder transmitir, en forma continua, la corriente de plena carga sin una elevación excesiva de la temperatura y deben poder soportar las fuerzas electrodinámicas presentes bajo condiciones de falla. 2.7.1.1.- CAPACIDAD NOMINAL DEL DISYUNTOR La capacidad nominal de un disyuntor se refiere a los valores o parámetros característicos que definen las condiciones del trabajo para las cuales está diseñado y construido. Entre los principales parámetros relacionados con los disyuntores pueden mencionarse los siguientes: a) Tensión nominal: La tensión nominal de un disyuntor es la máxima tensión nominal del sistema eléctrico en el cual operará dicho equipo. b) Tensión máxima de diseño: Es el máximo valor eficaz rms. de la tensión para la cual está diseñado el disyuntor y corresponde al límite superior de operación. c) Tensión mínima de interrupción: La tensión mínima para interrumpir la capacidad nominal es el menor valor del voltaje para el cual se puede obtener la capacidad de interrupción nominal.

d) Intensidad nominal: Es el valor límite de corriente en amperios eficaces que puede circular continuamente por el disyuntor sin exceder sus límites de temperatura. La corriente nominal viene determinada por la expresión:

In =

Sn 3. Vn

Donde: In = Valor eficaz de la corriente nominal, en A Sn = módulo de la potencia nominal del sistema, en KVA. Por lo general es el valor de la menor potencia nominal escogida entre los equipos que conforman el sistema. Vn = Tensión nominal del sistema, en KV. e) Capacidad de corriente instantánea: La capacidad de corriente instantánea o corriente nominal de tiempo corto es el máximo valor de corriente, incluyendo la componente de corriente directa, que puede circular por el disyuntor sin averiarlo, durante pequeños intervalos de tiempo. Normalmente se expresa en función de Kiloamperios (K.A.) para un período de 1 seg. a 4 seg. y se le conoce como capacidad nominal a 1 segundo o a 4 segundo, respectivamente. Estas capacidades están basadas en las limitaciones térmicas. f) Corriente nominal de interrupción: Es el valor eficaz máximo de corriente a un voltaje determinado, que tiene que interrumpir el disyuntor en un circuito inductivo o resistivo bajo unas condiciones de operación específicas y con una tensión de restablecimiento de frecuencia natural (60 Hz) igual a la tensión de operación especificada.

g) Tensión transitoria de restablecimiento: Es el voltaje transitorio que aparece entre los terminales del elemento que interrumpe el circuito, durante la interrupción de la corriente. h) Potencia de interrupción: La capacidad de interrupción puede también ser expresada como potencia de ruptura, la cual se determina según la siguiente expresión: P =

3. V. I. Cos φ

Donde: P = Capacidad de ruptura, en MVA V = Tensión de restablecimiento, en KV I = Corriente interrumpida, en KA La potencia de interrupción de un disyuntor no es contante y depende íntimamente de la tensión de restablecimiento. Por ello cuando se indica la potencia de ruptura como característica de funcionamiento de un aparato de corte, es necesario precisar en todos los casos, la tensión de restablecimiento que le corresponde. Las capacidades de interrupción pueden definirse ahora como sigue: - Capacidad interruptiva simétrica: Llamado también poder de corte simétrico, es el mayor valor eficaz de corriente simétrica que el disyuntor puede cortar en condiciones de cortocircuito. La corriente simétrica es el valor eficaz de corriente de la componente de corriente alterna de la corriente que pasa por el polo en el instante de separación de los polos.

- Capacidad interruptiva asimétrica: Es el valor de la corriente de interrupción asimétrica o total (incluyendo la componente de corriente directa) que puede interrumpir el disyuntor en condiciones de cortocircuito. i) Servicio nominal de operación: El servicio de operación de un disyuntor es el número prescrito de operaciones unitarias a intervalos establecidos. j) Tensión de restablecimiento: Es el valor eficaz de la tensión máxima de la primera semionda de la componente alterna que aparece entre los contactos del interruptor después de la extinción del arco. k) Corriente de restablecimiento: Es el valor de eficaz de la corriente total (incluyendo ambas componentes, las de C.A. y la de C.D.) que un disyuntor puede restablecer a un voltaje dado, bajo condiciones prescritas de utilización y funcionamiento. Se mide desde la envolvente de la onda de corriente en el momento de su primera cresta principal. l) Tiempos de operación: Son los tiempos relacionados con el disyuntor en las operaciones del mismo. En la figura 2.8 se indican los tiempos más importantes relacionados con el disyuntor durante el proceso de despeje de una falla.

0

1

2

3

4 t

t1

t2

t3 t4 t5

t6 Figura 2.8 Tiempos de operación del disyuntor Donde: “0” Representa el instante de ocurrencia de la falla.

t1 = Tiempo de atraso en el disparo t2 = Tiempo de apertura del

“1” Representa el instante cuando se da la energización de los circuitos de disparo (operación de los relés de protección) 2” Representa el instante de apertura de los contactos de arqueo.

disyuntor t3 = Tiempo de arqueo t4 = tiempo de interrupción del disyuntor t5 = Tiempo de restablecimiento t6 = Tiempo de eliminación de la falla

“3” Representa el instante de extinción del arco. “4” Representa el instante de cierre de los contactos de arqueo 2.7.1.2.- COMPONENTES DEL DISYUNTOR Las partes de un disyuntor de potencia son los siguientes: 1.- Cámara de extinción. 2.- Columna o soporte a tierra. 3.- Mecanismo de accionamiento. 2.7.1.2.1.- CÁMARA DE EXTINCIÓN La cámara de extinción es la parte del disyuntor en la cual se realiza la operación de cierre o apertura de los contactos del mismo, y está formada por:

- Elemento de ruptura, constituido por una cámara en donde se produce el debilitamineto del arco eléctrico. - Contactos fijos y móviles, los cuales forman los elementos de conexión o desconexión eléctrica del circuito de potencia. - El medio de extinción , el cual tiene como función: • Contribuir a la extinción del arco eléctrico. • Servir como medio de enfriamiento de la cámara, durante el proceso de formación del arco eléctrico. 2.7.1.2.2.- COLUMNA En los disyuntores de alta tensión , la columna constituye el elemento intermedio entre el mecanismo de accionamiento y la cámara de extinción. Normalmente sirve de elemento soporte a ésta cámara y como elemento de aislamiento a tierra de las partes energizadas del disyuntor. Contiene en su interior el medio aislante (aceite, SF6, aire comprimido) y el elemento de maniobra del contacto móvil (varilla de accionamiento). 2.7.1.2.3.- MECANISMO DE ACCIONAMIENTO El mecanismo de accionamiento u operación de un disyuntor es el sistema por medio del cual se suministra o se libera la energía necesaria para realizar las operaciones de apertura o cierre del mismo. Los mecanismos de accionamiento se realizan mediante los siguientes mandos: a.- Mando óleo-neumático: Emplean aire comprimido y aceite para comandar operaciones de cierre y apertura. b.- Mando Neumático: Usa aire comprimido para comandar operaciones de cierre y apertura.

c.- Mando de aceite: El cual usa aceite a determinada presión para comandar operaciones de apertura y cierre. d.- Mando mecánico: El cual usa dispositivos mecánicos para la ejecución de sus operaciones, tales como los resortes. 2.7.1.3.- AISLAMIENTO DE LOS DISYUNTORES El aislamiento de los disyuntores trabaja como mecanismo de extinción del arco y como aislante entre sus piezas energizadas y tierra. El aislante entre piezas energizadas y tierra conforma el aislamiento externo del disyuntor; está constituido por estructuras de material cerámicos y sirven como soporte mecánico a las piezas del equipo. El aislante interno tiene como función la extinción del arco eléctrico que se da en la cámara del disyuntor. Este aislante puede ser del tipo gaseoso o líquido, normalmente hexafluoruro de azufre y aceite mineral en forma correspondiente. El disyuntor como equivalente dieláctrico es el el equipo de potencia con un circuito dieléctrico más complicado, por eso antes de realizarse una prueba en éste, se debe tener presente el tipo de interruptor a probar, bien sea tipo “ T ” o tipo “ I ”, a objeto de utilizar el diagrama dieléctrico adecuado. El modelo circuital del dieléctrico del disyuntor tipo “ I ” posee dos elementos que representan el aislamiento del varillaje y el de la cámara de extinción, como se muestra en la figura 2.9.a: T1 C1

T2 R T3 Figura 2.9.a Modelo dieléctrico de un disyuntor tipo I. C1: Representa el aislamiento entre la cámara. R: Representa el aislamiento del soporte del interruptor y brazo de acondicionamiento (varillaje). T1, T2: Conectores del disyuntor. T3: Representa la tierra. El esquema dieléctrico equivalente a un disyuntor tipo “ T ” es aún más complicado que el anterior, debido a que presenta mayor número de aislamientos. Este modelo se muestra en la figura 2.9.b: T1

C1

C2

T2

R T3 Figura 2.9.b Modelo dieléctrico de un disyuntor tipo T. 2.7.1.4.- CLASIFICACIÓN DE LOS DISYUNTORES Clasificación de los disyuntores según el mecanismo de extinción del arco: Sistemas que usan para lograr aislar una parte del sistema de la otra: - De aceite: * Reducido volumen

* Gran volumen - De aire comprimido - De aire libre con o sin soplado magnético - Hexafluoruro de azufre (SF6) - Al vacío a.- Aceite: Los disyuntores de aceite se clasifican de la siguiente manera: * Pequeño volumen de aceite: En estos disyuntores el volumen de aceite se limita al necesario para llenar la cámara de extinción, y la exigencia para el corte de corriente se cumple por medio de la combinación de flujos de aceite dependientes o independientes de la intensidad de corriente. * Gran volumen de aceite: Son aquellos que utilizan principalmente el aceite en grandes cantidades, como medio aislante, refrigeración y extinción del arco. b.- Hexafluoruro de Azufre: En este tipo de disyuntores se emplea el gas SF6 a presión como medio de aislamiento y de extinción del arco. c.- Aire Comprimido: Estos disyuntores emplean el aire a presión como medio de soplado al centro del arco para extinguirlo mediante el auxilio de toberas.

d.- Vacío: Es aquel en el cual se emplea una cámara de extinción al vacío (10-4 a 107

mm Hg) para la extinción del arco.

e.- Soplado magnético: El principio de interrupción de estos disyuntores, se basa en el principio de alargamiento y debilitamiento del arco eléctrico, por efecto del campo magnético, generado por una bobina de pocas espiras y núcleo de hierro, por la cual circula la corriente del disyuntor en estado cerrado y durante la formación del arco. 2.7.2.- SECCIONADORES Este es un equipo de maniobra diseñado sólo para abrir o cerrar un circuito eléctrico en condiciones energizadas o no, pero sin circulación de corriente de carga o cortocircuito, sus maniobras de conexión o desconexión se hacen en vacío. Las partes principales de un seccionador son: 1.- Columna de aislamiento: Forma el aislamiento a tierra respecto a puntos energizados del seccionador. 2.- Cuchilla: Parte móvil de contacto que embraga una con otra, ya sea móvil o fija. 3.- Base: Es el soporte metálico donde se fija el seccionador. 4.- Terminales: Son las piezas conductoras a las cuales se fijan los conectores de los conductores de entrada y salida del seccionador.

5.- Mecanismo de Accionamiento: Es elemento necesario para realizar las maniobras del seccionador. El aislamiento de los seccionadores está contituido por piezas cerámicas , viene en forma de columna y sirven para soportar y aislar las piezas conductoras que van a conectarse al circuito. 2.7.2.1.- TIPOS DE MANDO DE LOS SECCIONADORES - Por Pértiga: Es aquel, en el cual la maniobra se realiza por medio de una pértiga aislada que se engancha a una pieza del seccionador. - Manual: Es aquel en el cual se efectúa accionando manualmente una transmisión mecánica. Puede ser de dos tipos: * Directo: Cuando el conjunto mecánico está montado sobre la estructura del mismo seccionador. * A Distancia: Cuando el conjunto mecánico no está colocado en la estructura del seccionador y se opera por medio de un mecanismo de transmisión. - Eléctrico: Es aquel, en el cual el mando es accionado por medio de un motor eléctrico. Esta acción se puede realizar en forma local o remota. - Neumático: Es aquel, en el cual el mando es accionado por medio de aire comprimido. La maniobra se efectúa directamente o por medio de elementos eléctricos (electroválvulas). 2.7.2.2.- AISLAMIENTOS EN SECCIONADORES

El aislamiento de los seccionadores básicamente está constituido por piezas cerámicas, en forma de columnas y sirve para

soportar y aislar las piezas

conductoras que van a conectarse al circuito. 2.8.- TRANSFORMADORES DE MEDIDA: Los transformadores de medida (T.M.) son aquellos que transforman la corriente que se desea medir a valores secundarios comodamente mesurables, manteniendo la relación correcta de los valores absolutos y las fases. Estos son transformadores de baja potencia destinados a alimentar instrumentos de medida, contadores, relés y otros aparatos análogos. Hay dos clases de transformadores de medida: - Transformadores de corriente (TC) o intensidad, en los cuales la intensidad secundaria es proporcional a la intensidad primaria y desfasada un ángulo próximo a cero con respecto a la misma. Los equipos de protección que requieren alimentación de corriente lo reciben por intermedio de un transformador de corriente, cuyos objetivos principales consisten en aislar el sistema de protecciones del sistema de potencia y al mismo tiempo transformar la corriente real en una corriente adecuada para la alimentación de los equipos de protección. - Transformadores de tensión (TP), en los cuales la tensión secundaria es proporcional a la primaria y desfasada un ángulo proximo a cero con respecto a la misma. Estos alimentan la tensión a los equipos de protección que lo requieran, ya que su objetivo es aislar el sistema de protección y medición del sistema de potencia y transformar la tensión real en una adecuada para la medición. La función de los transformadores de medida es reducir a valores normalizados las características de tensión y corriente de una red eléctrica. De esta

manera, se evita la conexión directa entre los instrumentos y los circuitos de alta tensión, que sería peligroso para los operarios y requeriría cuadros de instrumentos con aislamiento especial, además de evitar utilizar instrumentos de medida de corrientes intensas especiales y costosos. Un transformador se compone de dos arrollamientos bobinados sobre un núcleo magnético. El primario es alimentado por una tensión Up absorbiendo la intensidad Ip. El secundario suministra a la carga exterior la intensidad Is con una tensión Us. Si los bornes secundarios están libres, el primario actúa como una autoinducción, sobre el núcleo de hierro, absorbiendo la corriente de excitación Ipo, que consta de una corriente magnetizante y una componente de pérdidas en la chapa. Si todo el flujo ϕ, creado por el primario, es recogido por el secundario, es posible establecer lo siguiente: Ep = Np

dϕ dt

Es = Ns

dϕ dt

Aplicando la ley de Ohm, y despreciando la resistencia del bobinado primario, resulta: Up - Ep = 0; Up = Ep = Np =

Us - Es = 0; Us = Es = Ns = Así es, como resulta:

dϕ dt

dϕ dt

Up Ep Np = = = K Us Es Ns

Siendo K la relación de transformación. Al conectar una carga a los bornes secundarios, aparece la corriente secundaria Is, que origina un flujo de oposición al creado por Ip. Para mantener constante Up, la intensidad primaria aumenta de valor, cumpliéndose: Np . Ip − Ns. Is =ϕ R

y por lo tanto como F = ϕ.R = Np.Ipo queda Np . .Ip = Ns . Is + Np . Ipo En un transformador perfecto, Np . Ipo es despreciable, y por tanto: Np. Ip = Ns. Is Ip Ns 1 = = Is Np K

ERRORES DE INTENSIDAD: Error de intensidad, Ei , es el error que el transformador introduce en la medida de intensidad, y que proviene de que su relación de transformación no es igual a la relación nominal. El error de intensidad Ei, expresado en tanto por ciento, viene dado por la formula:

Ei ( % ) =

( Kn . Is − Ip ) .100 Ip

Donde: Kn = Relación de transformación nominal. Ip = Intensidad primaria real. Is = Intensidad secundaria real. CARGA La carga conectada a un transformador de corriente o tensión, es la impedancia del circuito exterior alimentado por el arrollamiento secundario, expresada en Ohmios, con la indicación desu factor de potencia. Puede ser indicada también por su factor de potencia y la potencia aparente en voltio-amperios (V.A.).

2.8.1.- TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD El primario de un transformador de intensidad consta de una o varias espiras, que se conectan en serie, con el circuito cuya intensidad se desea medir. El secundario alimenta los circuitos de intensidad de los equipos de medida, conectados en serie. También existen transformador de corriente en los que no está incorporado el primero, el aislamiento principal puede estar en el primario (cables, etc.) o en el propio transformador. Los transformadores de corriente tienen una corriente nominal que es el valor que sirve de base para las condiciones de precisión.

El arrollamiento primario puede tener una, dos o cuatro secciones, permitiendo una dos o tres intensidades primarias nominales, mediante el adecuado acoplamiento de las mismas. Puede haber también, uno o varios arrollamientos secundarios con núcleos de características iguales o diferentes, bobinados cada uno sobre su circuito magnético, es decir, que los arrollamientos secundarios están separados por completo magneticamente. De esta manera no existe influencia de un secundario sobre el otro. La potencia de precisión es la potencia aparente que suministra el transformador al circuito secundario bajo la tensión o corriente nominal, sin que los errores que introduzcan las mediciones sobrepasen los estipulados. De acuerdo a los equipos que está destinado a alimentar el transformador de intensidad, se clasifican en dos tipos: - Transformadores de intensidad para medición. - Transformadores de intensidad para protección. 2.8.1.1.- TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD PARA MEDIDA Son los transformadores de intensidad destinados a alimentar los aparatos de medida, contadores y otros aparatos análogos. Para proteger los aparatos alimentados por el transformador, en caso de cortocircuito en la red en la cual está intercalado el primario, se tiene en cuenta el factor nominal de seguridad, que se define como:

Fs =

Ips Ipn

Donde:

Ips es la intensidad nominal de seguridad. Ipn es la intensidad primaria nominal. La intensidad nominal de seguridad, es la intensidad primaria, para la que el transformador ha comenzado a saturarse. En este momento, la intensidad secundaria multiplicada por la relación de transformación nominal, debe ser menor o igual a 0.9 veces la intensidad primaria. Se puede escribir entonces: Kn Is < 0.9 Ips Lo que se busca es que estos transformadores se saturen rápidamente para que la corriente secundaria al alcanzar ciertas magnitudes no puedan causar daños a los equipos de medición.

2.8.1.1.1.- CLASE DE PRECISIÓN La clase de precisión de un transformador de intensidad para medida, está caracterizada por un número (índice de clase) que es el límite de error de relación, expresado en tanto por ciento para la intensidad nominal primaria cuando el transformador está alimentando la carga de precisión, siendo ésta la máxima carga conectada en el circuito secundario bajo la corriente y tensión nominal sin que los errores que introduzcan las mediciones sobrepasen los estipulados. Las clases de precisión normalizadas para los transformadores de intensidad para medida son: 0.1, 0.2, 0.5, 1 y 3.

La verificación de la clase en los transformadores de intensidad para medida, consiste en medir su relación de transformación con una precisión que debe ser necesariamente del orden de 0.01%. La realización de este ensayo, en forma absoluta, solamente es posible en laboratorios especializados. Afortunadamente, utilizando transformadores patrones, debidamente contrastados, es posible obtener, por comparación, en puentes de verificación, los errores de cualquier transformador, con la precisión necesaria. Para que un transformador de intensidad pueda realizar una clase de precisión elevada con un factor de nominal de seguridad bajo, es necesario utilizar en la construcción del núcleo, chapa magnética de gran permeabilidad y de saturación rápida. esto se logra normalmente, aunque no siempre es posible, con chapa de alto porcentaje de níquel de elevado costo.

2.8.1.2.- TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD PARA PROTECCIÓN Son los transformadores de intensidad destinados a alimentar los relés de protección. Deben, por tanto, asegurar una precisión para intensidades de valor igual a varias veces la intensidad nominal. Para estas intensidades, el error a considerar es un “error compuesto”, que se define como el valor eficaz de la diferencia integrada sobre un período entre los valores instantáneos de la intensidad primaria y el producto de la relación de transformación nominal por los valores instantáneos de la intensidad secundaria real.

2.8.1.2.1.- CLASE DE PRECISIÓN La clase de precisión de un transformador de intensidad para protección, está caracterizada por un número (índice de clase) y la letra “P” (inicial de protección). El límite de clase indica el límite superior del error compuesto para la intensidad límite de precisión nominal y la carga de precisión, Después de la letra “P” figura del factor límite de precisión nominal.

Las clases de precisión normales son 5P y 10P. En los transformadores de intensidad para protección, hay que verificar la precisión para la corriente nominal, y para ello se utiliza el mismo sistema que en los transformadores para medida. 2.8.1.3.-

TRANSFORMADORES

DE

INTENSIDAD

CON

VARIOS

NÚCLEOS Estos como su nombre lo indica están formados por varios núcleos secundarios, arrollados sobre él mismo o distinto material magnético, generalmente son muy utilizados pues la mayor parte de los transformadores se realizan con un núcleo para medida y otros para protección. Pueden realizarse tantos núcleos como se desee, siempre que las dimensiones totales permitan una ejecución económica. El núcleo para medición se debe saturar frente a grandes corrientes para proteger los equipos de medición, mientras que los núcleos para protección no se

deben saturar para que el relé vea toda la corriente de falla y actúe dependiendo de la gravedad de esta. 2.8.2.- TRANSFORMADORES DE POTENCIAL El primario de un transformador de tensión, se conecta a los bornes entre los cuales se desea medir la tensión y el secundario se conecta a los circuitos de tensión de uno o varios aparatos de medida conectados en paralelo. Estos transformadores trabajan a tensión nominal, este el valor que sirve de base para las condiciones de precisión del transformador de medida, tanto en el lado primario como en el secundario. Los transformadores de tensión están destinados a medir tensiones entre fases o entre fase y tierra. Se conocen principalmente los siguientes tipos de transformadores de tensión: 1.- Transformadores de potencial electromagnéticos (TPM). 2.- Divisores Capacitivos, denominados también transformadores de potencial capacitivos. 2.8.2.1.- TRANSFORMADORES DE TENSIÓN CAPACITIVOS Son los transformadores de tensión formados por un divisor capacitivo y un elemento electromagnético. El divisor capacitivo consta de dos condensadores conectados en serie, con el fin de obtener un borne de tensión intermedia, al que se conecta una inductancia y un transformador de tensión intermedia del tipo inductivo.

Los transformadores de tensión capacitivos, además de su utilización para medida y protección, permiten utilizar la línea de alta tensión para comunicación mediante el equipo para onda portadora de alta frecuencia. 2.8.2.2.- TRANSFORMADORES DE TENSIÓN PARA MEDIDA Los transformadores de tensión para medida son aquellos transformadores de tensión destinados a alimentar los aparatos de medida, contadores y otros aparatos análogos. Existen transformadores de tensión para medida y transformadores de tensión para protección. 2.8.2.2.1.- ERRORES DE TENSIÓN Y DE FASE El error de tensión es el error que un transformador introduce en la medida de una tensión y proviene de que su relación de transformación no es igual a la relación nominal. El error de tensión (Eu), expreasado en tanto por ciento está dado por la siguiente fórmula: Eu % = (KnUs - Up).100/Up Donde: Kn = Relación de transformación nominal. Up = Tensión primaria real. Us = Tensión secundaria correspondiente a Up en las condiciones de la medida.

El desfase o error de fase de un transformador de tensión, es la diferencia de fase entre los vectores de la tensión primaria y secundaria, elegidos los sentidos de los vectores de forma que el ángulo sea nulo para un transformador perfecto. 2.8.2.2.2.- CLASE DE PRECISIÓN La clase de precisión de un transformador de tensión para medida, está caracterizada por un número (índice de clase) que es el límite del error de relación, expresado en tanto por ciento, para la tensión nominal primaria estando alimentando el transformador con la carga de precisión. Las precisiones normales son las siguientes: C 0.1 - C 0.2 - C 0.5 - C 1 y C 3 Por ejemplo C 0.3 significa que se tendrá un error máximo de 0.3% cuando se tiene conectado al transformador de tensión su carga nominal normalizada. 2.8.2.3.- TRANSFORMADORES DE TENSIÓN MONOFÁSICOS PARA PROTECCIÓN Los transformadores de tensión para protección son los transformadores de tensión destinados a alimentar relés de protección. 2.8.2.3.1.- CLASE DE PRECISIÓN A los transformadores de tensión para protección al igual que para los de medida, se les exige que cumplan una clase de precisión. La clase de un transformador de tensión para protección está caracterizada por un número que indica el error máximo, segudo de la letra “P”.

Las clases de precisión normales son: 3P y 6P 2.8.2.4.- AISLANTES PARA TRANSFORMADORES Un transformador de dos devanados es aquel que se compone de dos arrollamientos bobinados sobre un núcleo magnético. Los transformadores de medida solo tienen dos devanados. El modelo circuital del aislamiento que interviene en un transformador de dos devanados, como lo muestra la figura 5.5, esta compuesto de tres capacitancias equivalentes. Según el modelo propuesto, cada uno de los parámetros tiene el siguiente significado: CH: Aislamiento entre el lado de alta y tierra. CL: Aislamiento entre el lado de baja y tierra. CHL: Aislamiento entre el lado de alta y el lado de baja.

AT

CH

CHL

BT

CL

Figura 2.10 Equivalente dieléctrico de transformador de dos devanados. Aunque la representación muestra un condensador sencillo, no quiere decir que sea un dieléctrico simple. Los transformadores son equipos muy complejos, los cuales poseen aislantes que pueden ser de diversos tipos, metales ferrosos y no ferrosos, todo este conjunto se ve afectado permanentemente por ciclos de temperatura y la vibración originada por la magnetización del núcleo. De todos los elementos que conforman el transformador, los más susceptibles de sufrir fallas son los aislantes. El aislante puede fallar mecánica o eléctricamente. Falla mecánicamente, por ejemplo en aislantes sólidos, cuando por esfuerzos electrodinámico se rompe y pierde su capacidad de aislar. Aunque esto no es lo más frecuente, ya que por lo general el aislante disminuye por efectos químicos o físicos su calidad de tal. En general los aislantes sólidos impregnados en un medio y adecuado son bastantes estables y su expectativa de vida supera los 30/40 años. El aceite mineral que se usa como aceite líquido en los transformadores es muy susceptible de absorber humedad, formar sedimentos sólidos, y oxidarse dando lugar a la formación de ácidos y otros productos químicos. Los principales factores que afectan y favorecen la acción química en el líquido aislante, y causan su deterioro, son la humedad, el oxigeno, la temperatura y la presencia de catalizadores tales como el cobre.

El oxigeno del aire provoca la oxidación del aceite cuando este se calienta, y esto arroja como resultado la formación de ácidos y sedimentos o barros que se depositan en las partes internas del transformador e impiden su refrigeración. Las cuatro funciones del aceite de un transformador son: - Proveer rigidez dieléctrica. - Proveer un medio de transferencia de calor o refrigeración eficiente. - Preservar y proteger el núcleo y bobinas del ataque químico. - Prevenir la formación o depósito de sedimentos sobre las partes vitales del transformador. Los cuatro ensayos o pruebas que ha determinado la ASTM (American Society for Testing Materials) como criterio más adecuado para evaluar las cuatro funciones de los aceites antes indicadas son: 1.- Rigidez dieléctrica (RD) (Milivolts) revela: agua en el aceite. 2.- Número de neutralización (NN) (Mg/KOH/g) revela: ácidos en el aceite. 3.- Tensión interfacial (IFT) (Dyhas/cm) revela: barros en el aceite. 4.- IFT/NN = M.I. (adimensional) revela: depósitos de sedimentos. La primera prueba es realizada en campo, mientras que la segunda y la tercera son efectuadas en el laboratorio y la cuarta prueba es un cálculo que se realiza con los resultados obtenidos de las dos anteriores. 2.9.- GENERALIDADES DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN Comúnmente los sistemas de potencia se encuentran bajo condiciones normales de operación, pero dada la importancia de las líneas de transmisión y de la

necesidad de proteger los equipos involucrados en el sistema, se dispone de protecciones para transformadores, barras, generadores, líneas y otros elementos similares; para proteger dichos equipos ante la ocurrencia de condiciones anormales o fallas. Para evitar el deterioro de transformadores, generadores, líneas y otros equipos involucrados en el diseño de las Subestaciones se realiza la desconexión rápida de cualquier falla. Para ello se necesitan de elementos que detecten las fallas e indiquen la presencia de la misma, dichos dispositivos se conocen como relés de protección. La función primordial de los equipos de protección es la de evitar que las fallas en los sistemas de potencia tengan una duración prolongada que puedan causar daños irreversibles o de difícil reparación o problemas en la estabilidad y continuidad del servicio en el sistema. Las protecciones son entonces elementos encargados de detectar las variaciones que se producen en algunos parámetros del sistema, luego de la ocurrencia de una falla a fin de separar o eliminar los diferentes puntos de alimentación a la falla, mediante la operación de interruptores y/o producir señalizaciones o alarmas que faciliten o indiquen la localización de la falla. 2.9.1.- PROTECCIÓN PRIMARIA, SECUNDARIA Y DE RESPALDO Los relés de protección primaria conocidos también como protección principal, son la primera línea de defensa contra una falla, deben operar tan pronto como ocurra la falla ya que no tienen ningún tipo de retardo intencional, ordenando la apertura del menor número posible de disyuntores.

Las protecciones de respaldo actúan en caso de que la protección principal no opere y no se haya despejado la falla, quedando los disyuntores cerrados. En este caso la protección de respaldo interviene dando la orden de apertura a otros disyuntores ubicados localizados en la misma Subestación o en otra. La protección secundaria es una línea de defensa adicional que puede ser idéntica o no a la protección principal y si se presenta algún retardo con respecto a la primaria es debido a las características propias de operación. La protección primaria y secundaria poseen la misma zona de disparo. Lo ideal sería despejar la falla en la protección principal porque se desconecta una porción mínima del sistema en el menor tiempo posible. La protección de respaldo es temporizada, ya que se ajusta la actuación del relé para un tiempo retardado, lo que hace que la protección de respaldo sea lenta, además desconecta una mayor porción del sistema. 2.9.2.- FUNCIONES DEL SISTEMA DE PROTECCIONES Las funciones que realizan los sistemas de protecciones son muy variadas, entre ellas podemos mencionar las siguientes: • Retirar rápidamente del servicio la parte necesaria para despejar la falla con el objeto de evitar que se dañe la calidad del servicio. • Enviar señalización acústica y óptica, al presentarse una condición anormal de operación, con el objeto de que el personal de operación del sistema tome las medias que el caso amerita. • Impedir maniobras de operación incorrectas que por error pueda comete el personal de operación y que afectan el sistema, como puede ser una orden de sincronización cuando no existen las condiciones para la misma.

CAPITULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1.- TIPO DE INVESTIGACIÓN: De acuerdo a las características del estudio realizado, éste trabajo puede ubicarse dentro de la modalidad de Investigación de Campo. Según el Manual de Trabajos de Maestría y Tesis Doctorales de la UPEL, año 1990, pag 5, se entiende Investigación de Campo como “el análisis sistemático de problemas con el propósito de describirlos, explicar sus causas y efectos, entender su naturaleza y factores constituyentes o predecir su ocurrencia”. Es una Investigación de Campo bajo la modalidad experimental ya que los datos de interés obtenidos durante las pruebas son tomados directamente en la Subestación mediante la realización de las mismas. Es del tipo descriptiva porque se describen y explican las características propias de los equipos y la forma en que se realizan las pruebas de aceptación a los mismos. Además, se lleva a cabo la evaluación de los resultados obtenidos en los ensayos realizados para determinar las condiciones del equipo en prueba. Por otra parte, el estudio tiene un apoyo en una investigación de tipo documental, ya que se toma información de diversas fuentes bibliográficas con el propósito de ampliar y profundizar en relación a los elementos involucrados en la ejecución de las pruebas.

3.2.- ÁREA DE INVESTIGACIÓN El Trabajo Especial de Grado es desarrollado en la Subestación el MACARO de CADAFE, ubicada en Paya, Turmero, Estado Aragua. 3.3.- BASE DOCUMENTAL El

estudio

se encuentra

soportado

sobre

elementos

informativos

fundamentales para la investigación, desde las siguientes fuentes bibliográficas: - Tesis de Grado “Análisis de Pruebas de Campo aplicadas a equipos de Alta Tensión”, Mayo 1996, de Aníbal Carpio. - Manuales de los equipos a los cuales se les realiza las pruebas: Equipos de medición, equipos de maniobras, equipos de protección. - Manuales de los equipos con los cuales se realizaron las mediciones durante las pruebas. - Bibliografías de Ensayos - Bibliografías de obras independientes. 3.4.- TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS 3.4.1.- TECNICAS PARA LA INVESTIGACIÓN El trabajo fue realizado a través de las técnicas de observación, mediante la realización continua de las pruebas, permitiendo establecer el procedimiento a seguir en el desarrollo de las mismas, realizando anotaciones de resultados de pruebas y análisis de los mismos.

Para ello se hizo un estudio de las normas de Equipos y Subestación NODAL 230 T, ya que involucra especificaciones técnicas propias de los equipos de la Subestación en prueba, también se realizó un estudio del tipo de barras y tramos a probar, así como de los equipos involucrados en los tramos y de los equipos en prueba, siendo una información de sumo interés para el desarrollo. 3.4.2.- INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS Los instrumentos para la recolección de datos de aquellos que sirvieron como fuente de información y que permitieron la compilación de la misma para la realización de las pruebas, son las siguientes: - Planos del esquema de protecciones de 230 y 115 KV de la Subestación MACARO. - Planos funcionales de los equipos involucrados en los tramos de línea de la Subestación MACARO. - Planillas de prueba de factor de potencia. - Planillas de pruebas funcionales a los disyuntores. - Planillas de prueba de inyección primaria de corriente a los transformadores de corriente. - Planillas de prueba de direccionalidad. - Planillas de prueba de los seccionadores. - Planillas de prueba de los transformadores de potencial. 3.5.- FASES DE LA INVESTIGACIÓN Los pasos que se utilizan para el desarrollo de este estudio, se establecen mediante cinco fases como sigue:

FASE 1: Documentación acerca del problema. Esta documentación se contrae a la información necesaria para determinar las características de los equipos involucrados en las pruebas de aceptación, establecer objetivos claros y razonables con los cuales comparar los resultados de las citadas pruebas. FASE 2: Determinación de los tipos de pruebas correspondientes a los equipos involucrados en los tramos de salida de línea que se relacionan con la investigación sometiendo a estudios los resultados que reflejarían. FASE 3: Ejecución de las pruebas seleccionadas con la respectiva evaluación. FASE 4: Registro de datos obtenidos y final elaboración de del manual de pruebas que indican los criterios utilizables durante el desarrollo de las mismas.

CAPITULO IV

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA

4.1.- ESQUEMA DE LA SUBESTACIÓN MACARO La Subestación MACARO es una Subestación de Transmisión Normalizada, tipo Nodal 230 T. Esta es una Subestación a 230 y 115 KV. con autotransformadores 230/115 KV y transformadores reductores de 115 a 34.5 KV y 13.8 KV. El diagrama unifilar de la Subestación MACARO puede ser visto en la figura 4.1 de la siguiente pagina. Una Subestación Nodal es aquella que interconectada con otra conforma un anillo en el Sistema de Transmisión, y en la cual, el flujo de energía puede ser en uno u otro sentido, dependiendo de las condiciones del sistema. La Subestación en el nivel de 230 y también 115 KV presenta un esquema de barra principal y barra de transferencia que permite la transferencia de los tramos de salidas de línea, con barra principal seccionada. Este esquema de barras proporciona flexibilidad para las operaciones y asegura continuidad y confiabilidad del servicio ya que la energía se suministra a través del tramo de transferencia. Entre las ventajas de este esquema de barras es que permite realizar mantenimiento de un interruptor al transferir la línea usando el tramo de transferencia, sin interrupción del suministro de la energía eléctrica.

4.1.2.- DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACIÓN Posee una casa de mando en la cual se encuentra la sala de mando, sala para alojar equipos de alta frecuencia, sala para baterías y sala de servicios auxiliares. Entre las especificaciones técnicas normalizadas se exige para los niveles de tensión de 230 KV una barra principal y de transferencia con capacidad de 1200 y 600 Amp. respectivamente, y la misma condición para el nivel de tensión de 115 KV. Los equipos de protección respectivos a los niveles de tensión de 230 y 115 KV están localizados en la sala de mando, en 34.5 KV se localizan en gabinetes intemperie, individuales para cada tramo y en 13.8 KV en las celdas metálicas. Servicios Auxiliares: Son aquellos equipos que suministran la energía necesaria para la buena marcha de la Subestación. Los servicios auxiliares deben prever a los diferentes equipos instalados de la alimentación respectiva a dicho equipo, que puede tratarse de 440 V, 208 V y 120 V C.A. y 110 V C.C. - Corriente continua: Son de 110 V. nominales. - Corriente Alterna: Terciario de Autotransformador (13.8/0.44 KV). La barra 440 KV permite conectar circuitos de fuerza y, al mismo tiempo, alimentar a dos transformadores de 440/208 - 120V, 150 KV cada uno, para servicios internos y de alumbrado. SISTEMA GENERAL DE CONTROL

El control de la Subestación se lleva a cabo desde un centro remoto, mediante un sistema de mando centralizado. Los interruptores y seccionadores de 230 y 115 KV son operados desde lugares distintos. En el gabinete del equipo hay un conmutador de dos posiciones: “local” y “remoto”. La posición local permite el mando desde el mismo gabinete, mientras que la posición remoto transfiere el control al tablero de mando que se ubica en la sala de mando. SEÑALIZACIÓN CENTRALIZADA Y ALARMAS El sistema de alarmas está centralizado en un solo tablero, no están colocados en grupos de alarmas en cada tramo del diagrama mímico del tablero de control. El sistema de alarmas está previsto de una señal de alarma mayor y menor, que producen señales ópticas y acústicas en la Subestación. Al recibir una alarma, el sistema de control, envía una señal al equipo de transmisión y genera una señal acústica y óptica, cuando se acepta la alarma localmente, se desconecta la señal acústica y se mantiene la señal óptica mientras no desaparezca la señal que originó la alarma. La señal acústica corresponde a la alarma mayor. Dependiendo de la gravedad de la falla se produce una alarma mayor o menor, generalmente se considera alarma mayor aquella que es producida por el disparo del interruptor, y la alarma menor se produce por fallas que no están ligadas al disparo del disyuntor.

Las alarmas individuales quedan señalizadas en los armarios de protección de los equipos, los cuales están ubicados en patio. Solo una alarma general correspondiente al conjunto de alarmas situadas en un mismo tablero, será llevada al cuadro de alarma y señalización centralizada. 4.2.- ESQUEMA DE PROTECCIÓN: El esquema de protecciones es el conjunto de Relés que protegen una zona determinada (línea, transformador, generador, etc.) o un tramo de la Subestación. Los equipos de protección están instalados en los tableros de protección ubicados en la sala de mando. La importancia de estas líneas y la necesidad de mantener en cualquier momento y bajo cualquier condición de operación y desarrollo del sistema a 230 y 115 KV, precisa de un esquema de protección para salidas de línea que garantice una protección confiable al sistema y a los distintos elementos que lo integran ante fallas ocurridas en la línea. 4.2.1.- ESQUEMA DE PROTECCIÓN PARA LOS TRAMOS DE 230 KV PARA SUBESTACIÓN NODAL 230 T. Para cada salida de línea se necesitan de equipos de protección y medición para obtener la información de la energía suministrada y para proteger el sistema y sus componentes ante posibles fallas. El esquema de protección previsto para las salidas de líneas en 230 KV en Caña de Azúcar I y II está integrado por los siguientes componentes:

1.- PROTECCIÓN PRIMARIA: Un Relé de distancia direccional de alta velocidad y totalmente selectivo RELZ 100 de ASEA BROWN BOBERI, el cual consta de : - Unidad de Arranque (por sobrecorriente y/o impedancia) - Unidad de transformación - Unidad convertidora (analógica) - Unidad de medición. - Unidad de sobrecorriente. 2.- PROTECCIÓN SECUNDARIA: Un Relé de distancia de control numérico de arranque por sobrecorriente y/o subimpedancia : REL 316 de ASEA BROWN BOBERI. 3.- Un Relé de Reenganche REXA 101 de ASEA BROWN BOBERI para las operaciones de recierre. 4.- Un Relé supervisor de tensión y verificador de sincronismo SPAU 140 C de ABB, que impide la conexión para acoplar el sistema si no está en fase o en sincronismo y según programación bloquea operación de cierre al disyuntor por ausencia de las tensiones de la barra y/o línea. 5.- Dos Relés de disparo: Uno para el disyuntor del tramo y otro relé de disparo para el disyuntor de transferencia, estos envían la orden de apertura del disyuntor del tramo respectivo y operan por recepción de señal de disparo directo de la subestación remota a través de la señal de alta frecuencia de los equipos de comunicación. Estos relés son del tipo RXMVB 2 de ASEA BROWN BOBERI. 6.- Seis Relés de Supervisión del circuito de disparo tipo SPER 1C1 de ASEA BROWN BOBERI: Estos relés supervisan la continuidad de la bobina de

disparo del disyuntor y si la tensión continua de mando (110 V C.C.) está presente o no, para permitir la operación; en tal sentido, estos determinan si el camino de disparo del disyuntor del tramo está en condiciones de apertura o no. Existen seis relés supervisores del circuito de disparo ya que el disyuntor posee tres polos y cada uno de ellos tiene dos bobinas de apertura o disparo, por lo que hay seis caminos supervisados. La supervisión de disparo está en “ON” cuando se habilita este relé, esto ocurre al cerrar el seccionador de línea. El diagrama Unifilar del tramo de salida de línea a 230 KV. se muestra en la figura 4.2. Línea 230 KV

B.P.

230 3 Protección Barras

R FI

OS

Medición

OS: Ociloperturbografo FI: Falla Interruptor LS: Prot. Secundaria LP: Prot. Primaria R: Reenganche

L S

L P

Medición

B.T

110 3

Figura 4.2 Diagrama Unifilar Tramo Salida de Línea 230 KV. 4.2.2.-ESQUEMA DE PROTECCIÓN PARA LOS TRAMOS DE 115 KV. El esquema de protección en los tramos de las salidas de línea de San Jacinto I y San Jacinto II de la Subestación MACARO está conformado por los siguientes relés: 1.- Para la protección primaria y para la secundaria se dispone del relé de distancia REL 316 de ASEA BROWN BOBERI. 2.- Dos Relés de disparo tipo RXMVB 2 de ASEA BROWN BOBERI. 3.- Un Relé de Sincronismo y verificador de tensión: SPAU 140 C de ASEA BROWN BOBERI. 4.- Un Relé de Reenganche WTX 910 de ASEA BROWN BOBERI. 5.- Dos Relés de supervisión del circuito de disparo tipo SPER 1C1 de ASEA BROWN BOBERI. 4.2.3.- DESCRIPCIÓN DE LOS RELÉS UTILIZADOS EN LOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN EN 230 Y 115KV: El esquema de protección previsto para las salidas de línea a 230 y 115 KV. está compuesto por dos sistemas de protección de alta velocidad y totalmente selectivos como lo son las protecciones de distancia primaria y secundaria.

4.2.3.1.- PROTECCIÓN PRIMARIA Suministra una protección rápida y selectiva contra cualquier tipo de cortocircuito en líneas de dos terminales del sistema de transmisión a 230 KV, 60 Hz, con neutro directamente conectado a tierra. Este es un relé de distancia direccional con disparo instantáneo para fallas en la línea protegida con medición en primera zona y está ajustado para realizar un reenganche automático monofásico o trifásico con disparo simultáneo en ambos extremos de la línea mediante el esquema de transferencia de disparo utilizado. Cuenta con una zona de arranque, primera zona con disparo instantáneo, segunda y tercera zona con temporización ajustable. Con arranque por sobrecorriente y/o subimpedancia con posibilidad de seleccionar ambas o cualquiera de ellas en el programa del relé. Características: - El circuito de medición del relé de distancia garantiza una medición exacta de la distancia para todos los tipos de fallas (cortocircuitos a tierra, entre fases o trifásicos) y sin que la misma se vea afectada por variaciones de frecuencia, presencia de armónicos, componentes transitorias de corriente directa en la corriente y tensión o corrientes de carga. Garantiza el menor tiempo de disparo requerido, por ello sus elementos de medición están permanentemente conectados al sistema sin que sea necesario conmutar los circuitos de alimentación a dichos elementos de acuerdo al tipo de falla. El sistema de medición permite realizar la discriminación direccional y la medición de distancia eliminando cualquier posibilidad de que se establezca una carrera entre los contactos de medición y dirección.

Para mantener la sensibilidad direccional para cualquier tipo de falla diferente a la trifásica, se elige como tensión de referencia una de las tensiones de las fases sanas o una combinación de ellas. Por ejemplo para una falla monofásica en la fase “R” se toman las tensiones “VS” y “VT”, y en caso de una falla bifásica como “VRS” se toma la tensión “VST”. - Los elementos de arranque presentan el mismo rango para todos los tipos de fallas, para lo cual no es necesario ninguna conmutación en sus circuitos de alimentación. El tiempo de respuesta es tan rápido como el de los elementos de medición. Su característica es del tipo de impedancia desplazada en el diagrama RX. Los elementos de arranque realizan las siguientes funciones: * Selecciona la fase correspondiente para la orden de disparo al usar reenganche automático monofásico. * Conmuta la etapa de distancia después de un cierto tiempo ajustable para la segunda zona. * Prepara el equipo de onda portadora para permitir la recepción de la señal de la transferencia de disparo. - Cuenta con tres zonas de protección; una primera zona instantánea con tiempo de operación de 30 mseg para cualquier tipo de falla interna, una segunda zona con un tiempo de operación ajustado a 0.4 seg. y una tercera zona con un ajuste de 1.5 seg. Según Especificaciones Técnicas para Subestación NODAL 230T de CADAFE.

- La sensibilidad de la protección le permite operar correctamente en el caso de cortocircuitos trifásicos y fallas a tierra con valores por debajo de la corriente de carga nominal del circuito (mín. 0.5 veces la I nom.). - El esquema de protección está diseñado para permitir reenganche automático mono ó trifásico. - La aplicación de onda portadora en conjunto con la protección de distancia garantiza que no se produzca una operación falsa de disparo debido a señales extrañas en el equipo de alta frecuencia o debido a una mala operación del equipo. Igualmente impide cualquier disparo falso producido por discordancia de cierre de polos, corriente de carga de la línea o falla despejadas por otro interruptor. - El relé de distancia permite la realización de pruebas y verificación de ajustes en sitio sin necesidad de desmontar el relé ni desconectar o extraer el cableado a través de la utilización del peine de prueba. - Cuenta con señalizaciones que permiten registrar las siguientes indicaciones: * Tipo de falla. * Zona de Distancia. * Orden de disparo (en las tres fases) * Recepción de señal de alta frecuencia (recepción de HF). * Falta de tensión secundaria. * Disparo definitivo. * Oscilacion de Potencia. * Bloqueo de la protección por falla tensión de potenciales.

Igualmente envía una señal al relé de alarma mayor de la Subestación y el relé de señalización centralizada donde se identifica la salida de línea cuya protección ha actuado. 4.2.3.2.- PROTECCIÓN SECUNDARIA Esta protección suministra una protección rápida y selectiva contra cualquier tipo de falla aislada y a tierra que ocurra en la sección de la línea protegida. Consiste en un relé de distancia con tres (3) zonas de protección, que incluye una primera zona con subalcance instantáneo y la segunda y tercera zona con sobrealcance y retardo de tiempo ajustable. El esquema actúa como respaldo para garantizar el despeje instantáneo de cualquier falla en la sección de la línea protegida, para lo cual las otras zonas del relé serán aceleradas a través del canal de onda portadora iniciada por la primera zona del relé en el terminal opuesto de la línea. Así, la protección secundaria es utilizada con un esquema de aceleración de etapas a través del canal de alta frecuencia con subalcance permitido. Bajo estas condiciones se puede realizar reenganche automático mono o trifásico, originando disparo trifásico definitivo en caso de fallas permanentes o consecutivas durante el tiempo de bloqueo. Funciones de la protección secundaria: 1.- Prepara al equipo de onda portadora para enviar señal en terminal opuesto al detectar fallas. 2.- Ordena disparo instantáneo en ajustes de primera zona y efectuar reenganche rápido.

3.- Envía señal de disparo al equipo de onda portadora para extender la primera zona del terminal opuesto sólo en caso de fallas en primera zona. 4.- Ordena disparo instantáneo para fallas en la segunda etapa al recibir señal de alta frecuencia desde el otro extremo y efectúa reenganche rápido. 5.- Ordena disparos definitivos para falla fuera de la sección protegida de acuerdo a los retardos de tiempo ajustados para la segunda y tercera zonas, bloqueando el reenganche en cualquier caso. 6.- Deja las señalizaciones indicando el tipo de falla, zona de distancia, orden de disparo y recepción de alta frecuencia (HF). 7.- Envía al relé de alarma mayor y al de señalización centralizada donde se identificará la salida cuya protección ha operado. Esta es común para todas las protecciones de una misma línea. La protección numérica de línea REL316 es parte de la generación de equipos

totalmente

numéricos,

es

decir

que

emplean

una

conversión

analógica/digital directamente sobre los valores de entrada a continuación de los transformadores de entrada del equipo (transformadores de corriente y potencial), y procesa

las

señales

numéricas

resultantes

usando

exclusivamente

microprocesadores. La protección numérica de línea REL316 está diseñada para la protección rápida y selectiva a nivel de distribución, así como también para líneas de media y de alta tensión de subtransmisión.

Puede detectar fallas trifásicas cercanas, fallas dobles a tierra, fallas envolventes y fallas de alta resistencia. Como protección toma en cuenta oscilaciones de potencia, así como también cambios en la dirección del flujo de energía. Un cierre sobre falla provoca el disparo o desenganche inmediato de la protección. Posee entradas y salidas de las funciones de protección: -Entradas analógicas (direccionales analógicas): * Transformadores de entrada * Entradas analógicas de las funciones de protección (direcciones analógicas) - Entradas binarias (direcciones binarias) - Salidas de señalización (direcciones de señalización) - Disparos - Valores de medida Las funciones de medida de todas las funciones e protección pueden leerse utilizando la computadora de interface del usuario. 4.2.3.3.- RELÉ DE DISPARO TRANSFERIDO El esquema de protecciones para la salida de líneas a 230 KV de Caña de Azúcar I y II de la Subestación MACARO, cuenta con un relé de disparo de alta velocidad que recibe señal de alta frecuencia de disparo directo, esta orden de disparo proviene de la protección contra falla interruptor de la subestación en la cual está el otro extremo de la línea, y envía esta señal a cada una de las bobinas de disparo de los disyuntores del tramo de la respectiva salida de línea. Cuenta con otro relé de disparo para el disyuntor de transferencia, así en caso de que se

encuentre transferida la línea, la orden de disparo debe progresar de forma tal que el disyuntor de transferencia sea el que proceda a abrirse. Este relé está diseñado para una tensión de operación de 110 V CC. Funciones de los relés de disparo: 1.- Ordena disparo del disyuntor de 230 KV asociado a la línea (disyuntor del tramo o disyuntor de transferencia). 2.- Deja señalización que indica la actuación del mismo. 4.2.3.4.- RELÉ SUPERVISOR DEL CIRCUITO DE DISPARO Este relé se encarga de la supervisión del circuito de disparo del disyuntor, enviando señal al tablero de señalización luminosa indicando la falla en el circuito de disparo del disyuntor correspondiente, al detectar: • Falla en la alimentación del circuito de disparo del disyuntor. • Circuito abierto en la bobina de disparo o en el cableado del circuito. • Falla del mecanismo para completar la operación del disparo, si esta falla incide sobre contactos auxiliares del disyuntor. La supervisión se realiza en cualquier posición, abierto o cerrado en que se encuentre el disyuntor; el relé debe suministrar una supervisión continua independiente de la posición del disyuntor, en el esquema de la Subestación MACARO esta supervisión se habilita al estar cerrado el seccionador de barra del tramo.

El esquema incluye la máxima cantidad de cableado, fusibles, etc., dentro del circuito supervisado mediante la conexión en paralelo de todos los contactos de los relés de protección. El Esquema de Control evita que se produzcan falsas alarmas durante el disparo o cierre manual del disyuntor y limitar la corriente para impedir el disparo, en caso de cortocircuito accidental en el relé de supervisión. Una vez que el relé actúa por alguna de las causas mencionadas anteriormente, envía la señal de alarma menor de la Subestación y deja la señalización (led) propia del relé indicando que ha operado. Funciones del relé supervisor del circuito de disparo: 1.- Supervisa el circuito de disparo del disyuntor. 2.- Envía señal de alarma menor una vez que actúa el relé. 3.- Deja señalización correspondiente a la operación del mismo. 4.2.3.5.- RELÉ VERIFICADOR DE SINCRONISMO (SPAU 140 C) Para acoplar dos sistemas, en este caso la barra y la línea, es necesario que se cumplan las condiciones de sincronismo, que son igualdad de tensión, de frecuencia y ángulo de desfasaje cero. Estas condiciones para los tramos de salida de línea son evaluadas por el relé de sincronismo y verificador de tensión. El cierre de cada uno de los disyuntores de 230 y 115 KV. está supeditado al visto bueno del relé verificador de sincronismo mediante el sistema de

sincronización que constituye el esquema de protección de los tramos de salida de línea. Un contacto de este relé está conectado con el circuito de mando del interruptor correspondiente a la salida de línea respectiva, impidiendo el cierre de este disyuntor hasta tanto las condiciones de sincronismo no estén presentes, y consecuentemente las tensiones de entrada al relé estén sincronizadas. Estos valores se ajustan permitiendo un margen de tolerancia. 4.3.- DISYUNTORES Los disyuntores de potencia utilizados en los tramos para las líneas de 230 y 115 KV de Caña de Azúcar I y II y de San Jacinto I y II respectivamente, en la Subestación MACARO de CADAFE, son de mando neumático y utilizan SF6 como medio de extinción del arco, el mecanismo de accionamiento es electromecánico. Los interruptores poseen tres polos, cada uno de estos tienen dos bobinas de disparo conectadas a la protección primaria y secundaria y a las protecciones de respaldo, además de una bobina de cierre. Las características de los disyuntores utilizados en los tramos de las salidas de línea en 230 KV de Caña de Azúcar I y II de la Subestación MACARO son las siguientes: Marca: NUOVA MAGRINI GALILEO. Tipo: 245 MHME - 1P Año: 1993

VA: 2000

Nivel de aislamiento: 245 KV.

Vnom: 245 KV.

Frecuencia: 60 HZ

Inom: 2000 Amp. Capacidad Interrupción simétrica: 40 KA Capacidad de cierre: 100 K Amp Capacidad a la tensión: 245 KV. Capacidad de interrupción: • Discordancia fases: 12.5 KA • Línea en vacío: 125 Amp. • Cables en vacío: 250 Amp. • Corrientes inductivas: 15 Amp. El mecanismo de operación de los disyuntores ubicados en las salidas de línea en 230 y 115KV son de mando neumático, para ello se requiere de: • Red de aire comprimido: Compuesta por tuberías y válvulas necesarias para la interconexión y correcta operación del sistema. • Recipientes de almacenamiento de aire comprimido: Se encuentran adyacentes a cada interruptor, tienen capacidad para permitir cinco operaciones, aún en el caso extremo de que no haya energía auxiliar para el arranque de los compresores. El tanque se ubica en la fase central del disyuntor. • Compresor: Es el encargado de comprimir y mantener la presión en el sistema dentro de los límites permisibles para su operación. Este disyuntor viene con el compresor integrado, es decir, que el compresor esta adyacente al disyuntor.

La cámara de extinción opera dentro de un gas que tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricos conocidos, llamado Hexafluoruro de Azufre (SF6). Como comparación el SF6 alcanza tres veces la rigidez dieléctrica del aire. La presión nominal de gas es 6 Bar. Este tipo de interruptor es el que actualmente domina el mercado para las tensiones de transmisión y distribución, debido a las propiedades nobles que ofrece este gas. La desventaja que se le puede asignar es que si existe fuga de SF6, es difícil su detección, necesitándose de un aparato especial para descubrir el punto de fuga. Si se llegara a perder presión por debajo del mínimo de seguridad el interruptor

queda automáticamente bloqueado, por lo que posee alarmas que

detectan esta anormalidad. Los disyuntores utilizados son del tipo “ I ”. Poseen un tablero de mando desde el cual es posible efectuar operaciones desde el mando local a través de los pulsadores previstos para efectuar tanto operaciones de cierre como de apertura. Tiene un conmutador para escoger el tipo de mando con el que se realizan las operaciones, que pueden ser de mando local o mando remoto, también llamado mando a distancia. Estos mandos son del tipo eléctrico. Poseen un pulsador destinado para apertura de emergencia que funciona al ser presionado, sin importar el tipo de mando que disponga en ese momento el disyuntor. Incluye un indicador de posición local que dependiendo de la posición en que se encuentre (abierto o cerrado) muestra la señalización correspondiente. El indicador de posición en rojo indica que el disyuntor está cerrado y en posición verde señala que se encuentra abierto.

Los interruptores en 230 y 115 KV están previstos con contactos auxiliares a fin de llevar las señales de su posición a los esquemas de protección y a la señalización en la sala de control. Entre las protecciones internas del disyuntor se encuentran: Antibombeo, Discordancia de polos, baja presión de gas, baja presión de SF6, baja presión de aire, falla compresor. Es importante destacar que la mayoría de las protecciones internas del disyuntor, son del tipo mecánico, o mejor dicho el sistema de excitación del relé es un dispositivo de esa naturaleza; por tanto, son protecciones lentas o que reaccionan en más tiempo (milisegundos) que las eléctricas o externas provenientes de las protecciones del tramo (primaria, secundaria, etc.). 4.4.- SECCIONADORES: En el tramo de línea encontramos: 1.- Seccionador de barra 2.- Seccionador de línea. 3.- Seccionador de transferencia. 4.- Cuchilla de puesta a tierra. Los seccionadores de línea están equipados con una cuchilla de puesta a tierra para aterramiento de la línea. Esta cuchilla está diseñada para soportar la misma corriente instantánea que el seccionador principal. Trabajan a una frecuencia de 60 HZ. Con mando local-remoto eléctrico, tres polos, con apertura lateral (horizontal).

4.4.1.- ENCLAVAMIENTOS: El enclavamiento es el mecanismo de bloqueo o desbloqueo de la operación de cualquier equipo que opere en forma Manual, Neumática, Hidráulica o Eléctrica. La finalidad de los enclavamientos en los diferentes seccionadores de una Subestación es evitar las maniobras bajo carga. Según el modo de operar, los sistemas de enclavamientos asociados con seccionadores son eléctricos y mecánicos: - Enclavamientos eléctricos o automáticos: estos se hacen por medios eléctricos o neumáticos, los cuales inhiben las operaciones de los seccionadores, evitando así falsas maniobras. -

Enclavamientos

mecánicos:

Los

enclavamientos

son

realizados

mecánicamente mediante el uso de un sistema de llaves y sirven como respaldo a los enclavamientos eléctricos. Los equipos de maniobra en la Subestación MACARO están provistos de enclavamientos para operar únicamente siguiendo una única secuencia de operaciones para la apertura y otra secuencia para el cierre; su función es impedir la ejecución de maniobras inseguras, de manera de proporcionar, principalmente, seguridad a los operadores, así como evitar daños en los equipos involucrados en las operaciones. Estas maniobras se realizan bajo ciertas condiciones, sin las cuales se inhiben las operaciones de los equipos. La transferencia de los disyuntores en 115 y 230 KV está controlada por un sistema de enclavamientos electromecánicos. Al cerrar el seccionador de la barra de

transferencia de un tramo se debe enviar la señal de disparo al disyuntor de transferencia. Los criterios de enclavamiento, dependen de la combinación de los equipos de maniobra y del tramo asociado, así encontramos criterios de enclavamiento para: - Seccionador de Línea y Barra - Disyuntor: Los seccionadores de línea y barra de un tramo, sólo podrán ser operados si el disyuntor correspondiente al tramo se encuentra abierto. - Seccionador de Línea - Seccionador de Puesta a Tierra: El seccionador de línea, sólo podrá ser operado si el seccionador de puesta a tierra está abierto, y el seccionador de puesta a tierra sólo podrá ser operado si el seccionador de línea está abierto. Esto implica tener abierto seccionador de barra y por lo tanto al disyuntor. - Seccionador de Transferencia del Tramo de Salida de Línea - Disyuntor de Transferencia: El seccionadores de transferencia correspondiente a los tramos de salida de línea, sólo podrán ser operados si el disyuntor del tramo de transferencia está abierto. Sólo se podrá hacer transferencias de un tramo a la vez, esto quiere decir que sólo podrá operarse un seccionador de barra de transferencia, estando el resto de los seccionadores de transferencia de los otros tramos abiertos. Cuando existe un tramo transferido, el disyuntor y los seccionadores del tramo de transferencia están cerrados, así como el seccionador de barra de transferencia del tramo en cuestión. Para tal efecto existe el cableado de control que habilita esta función.

- Seccionador de transferencia - Seccionador de puesta a tierra: El seccionador de transferencia sólo podrá ser operado, si el seccionador de puesta a tierra está abierto. 4.4.1.1.- ENCLAVAMIENTOS DEL TRAMO DE LA SALIDA DE LÍNEA Siguiendo los criterios establecidos de enclavamientos para los tramos de salidas de línea, se establece una secuencia de operación para cerrar el tramo de línea y una secuencia de operación para abrir el tramo de la salida de línea. Secuencia de operaciones para cerrar el tramo de línea de salida simple: El disyuntor y los seccionadores de línea y de barra se encuentran en posición abierto. El seccionador de puesta a tierra se encuentra en posición cerrado. Paso 1: Se abre el seccionador de puesta a tierra. .

Paso 2: Se cierra el seccionador de barra Paso 3: Se cierra el seccionador de línea. Paso 4: Se cierra el disyuntor. Secuencia de operación para abrir el tramo de línea de salida simple: El disyuntor, los seccionadores de línea y de barra se deben encontrar en

posición cerrado. El seccionador de Puesta a tierra se encuentra en posición abierto: Paso 1: Abrir el disyuntor. Paso 2: Abrir seccionador de línea. Paso 3: Abrir el seccionador de barra. Paso 4: cerrar el seccionador de puesta a tierra.

4.4.1.2.- ENCLAVAMIENTOS DEL TRAMO DE LÍNEA CON LA TRANSFERENCIA Las secuencias de operación de los equipos de maniobra entre el tramo de línea y el de transferencia están dadas según el caso de transferir un tramo de línea, o de normalizar un tramo de línea transferido. Secuencia de operación para transferir un tramo: Con el disyuntor del tramo de transferencia, los seccionadores del tramo de transferencia y el seccionador de transferencia del tramo a transferir en posición abiertos, realizar las siguientes operaciones: Paso 1: Cerrar el seccionador de transferencia del tramo a transferir. Paso 2: Cerrar el seccionador de la barra de transferencia y de la barra principal del tramo de transferencia en ese orden. Paso 3: Cerrar el disyuntor del tramo de transferencia. Paso 4: Abrir el disyuntor del tramo de línea. Paso 5: Abrir seccionador de línea. Paso 6: Abrir seccionador de la barra principal del tramo de línea. Secuencia de operación para normalizar un tramo de línea transferido: Con el seccionador de transferencia del tramo transferido, el disyuntor y seccionadores del tramo de transferencia en posición cerrados: Paso 1: Cerrar el seccionador de barra del tramo de línea transferido. Paso 2: Cerrar el seccionador de línea del tramo de línea. Paso 3: Cerrar el disyuntor del tramo de línea.

Paso 4: Abrir el disyuntor de transferencia. Paso 5: Abrir el seccionador de línea del tramo de transferencia. Paso 6: Abrir seccionador de barra del tramo de transferencia. Paso 7: Abrir seccionador de transferencia del tramo de línea. 4.5.- TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC) Los Transformadores de Corriente (TC) de 230 y 115 KV que se emplean en los tramos de las salidas de línea en la Subestación MACARO tienen una corriente nominal secundaria de 1 Amp con una relación de transformación de 500:1. Estos transformadores están a la intemperie. 4.6.- TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP) En los tramos de las salidas a 230 KV en la Subestación MACARO se emplean transformadores de tensión capacitivos en cada fase de todas las salidas de líneas y en cada fase de ambas secciones de la barra principal. En cada salida de línea a 115 KV están instalados según las especificaciones técnicas exigen un transformador de tensión capacitivo en una fase y en cada fase de ambas secciones de la barra principal. El transformador de tensión capacitivo en los tramos de las salidas de línea San Jacinto I y II de la Subestación MACARO está conectado en la fase “S” para cada una de dichas salidas. Por tanto hay tres transformadores por tramo para 230 KV y un transformador de tensión por tramo a nivel de 115 KV en la salida de la línea, y en

la barra principal hay tres transformadores de tensión para 230 KV y tres transformadores de tensión para 115 KV. En el patio de 230 KV las tensiones para la medición se toman de los transformadores de tensión conectados a la barra, pero las tensiones que van a las protecciones provienen de los transformadores de tensión capacitivos conectados a cada salida de línea. En el patio de 115 KV, como bien se menciono, existe un solo transformador de tensión capacitivo conectado a la fase “S” de la salida de línea, por ello los equipos de protección y medición se alimentan de los transformadores de tensión conectados a barra, mientras que el TP capacitivo se usa para medición de tensión de línea con objeto de llevarla al relé de sincronismo. Estos son transformadores con una tensión primaria nominal de 230 KV para los tramos de 230 KV y 115 KV para los tramos de 115 KV, con una tensión secundaria nominal de 110 V para ambos niveles. Son de tipo estación sobre estructura soporte individual (intemperie). 4.7.- EQUIPOS DE MEDICIÓN PARA PRUEBAS Los equipos de prueba necesarios para la realización de las pruebas son los siguientes:

1

EQUIPO Inyector

UTILIZACIÓN secundario • Verificación de la actuación de los relés de

trifásico de corriente y protección. tensión.

•

Verificación del cableado secundario desde

terminales secundarios de transformadores de • 2Cronómetro.

tensión hasta los tableros de medición y protección. • Medición del tiempo en la actuación de los

equipos de protección. • 3Equipo de medición del • Medición del factor de potencia en alta tensión factor

de

potencia para determinar características dieléctricas.

(DOBLE). • 4Chispómetro • 5Inyector primario corriente.

• de •

Medición de resistencia dieléctrica del aceite. Realización de inyecciones primarias a

transformadores de medida para verificación de relación

de

transformación,

verificación

del

cableado secundario, verificación de instrumentos de medición. • 6Impulsógrafo u oscilógrafo • Medición del tiempo de apertura y cierre de los disyuntores. • 7Instrumentos de medición • Medición de corrientes y tensiones de baja (amperímetros, voltímetros) • 8Variac • 9Medidor de ángulo • Caja de prueba TURH

tensión en corriente alterna y corriente continua. • • •

Variación de tensión. Medición del Ángulos. Simulación de fallas para verificación de

equipos de protección

CAPITULO V

PROTOCOLO DE PRUEBAS

5.1.- PRUEBAS A LOS DISYUNTORES Para proceder a realizar las pruebas es necesario primeramente conocer las características del disyuntor, indicadas en la placa del mismo, obteniendo así los valores nominales y parámetros de funcionamiento adecuado para éste equipo. 5.1.1.- INSPECCIÓN VISUAL: Como inicio del chequeo al disyuntor primero se debe realizar una inspección ocular del estado general del mismo: - Estructura o fundaciones. - Montaje adecuado. - Estado físico. - Buen estado de los aisladores. - Nivel de SF6. - Aterramiento conexión a tierra. - Pintura externa. - Calefacción. - Contador de operaciones. - Estado de los contactores.

5.1.1.2.- PRUEBAS FUNCIONALES: Luego de la inspección visual se procede a verificar la parte operacional, es decir, su funcionamiento y ciertas características eléctricas, por lo que cada disyuntor de potencia debe ser sometido a las siguientes pruebas: - Pruebas de apertura y cierre. - Operación eléctrica local. - Operación eléctrica a distancia o remoto. - Apertura de emergencia. - Indicador de posición local. - Enclavamientos. - Indicador de posición en el tablero de mandos. - Alarmas generales. - Verificar Relé Antibombeo. - Disparo transferido. - Arranque del compresor. - Bloqueos: * Bloqueo por baja presión de gas. * Bloqueo de reenganche por baja presión de aire. * Bloqueo de apertura por baja presión de aire. * Bloqueo de cierre por baja presión de aire. - Señalización por baja presión de gas. - Señalización por baja presión de aire. - Discordancia de polos. - Discordancia de cámaras. - Simultaneidad de polos y tiempo de operación: * Simultaneidad de cierre. * Simultaneidad de apertura.

* Tiempo de operación de cierre. * Tiempo de operación de apertura. - Pruebas de Reenganches permitidos. Medición de la resistencia de contactos de cada una de las fases del disyuntor. 5.1.1.3.- PRUEBAS DE CARACTERÍSTICAS DIELÉCTRICAS: Pruebas de aislamiento: Se realiza verificación del aislamiento del disyuntor midiendo el Factor de Potencia del aislamiento (en porcentaje), Capacitancia y corriente de fuga. Esta prueba se realiza a una tensión de 10 KV A.C. con el equipo marca DOBLE. 5.1.2.- PROCEDIMIENTO A REALIZAR EN LA EJECUCIÓN DE LAS PRUEBAS A LOS DISYUNTORES: 5.1.2.1.- PRUEBAS FUNCIONALES: 1.- Pruebas de apertura y cierre: Estas operaciones se realizan mediante el mando eléctrico a distancia o mando local para verificar que se efectúan correctamente dichas operaciones, sin fallar en ninguna oportunidad las operaciones antes mencionadas, las cuales se ejecutan mediante cualquiera de los mandos utilizados:

1.1- Operación eléctrica local de apertura y cierre del disyuntor: Se verifica que el mando local funciona perfectamente, para ello se dispone de elementos pulsadores, se realizan varias operaciones de apertura y cierre sin que deba fallar en ninguna oportunidad. Al efectuar la prueba, es importante observar que la posición de los indicadores mecánicos instalados en el interruptor sea la correcta, así como las señalizaciones de posición remotas. Se verifica que los contactos auxiliares que traen la referencia de posición del disyuntor están de acuerdo con el estado del mismo, además del funcionamiento del conmutador local-remoto, el cual al estar en posición local no permite la ejecución de operaciones desde el mando a distancia y al encontrarse en posición remoto no es posible operarlo localmente. Estas pruebas se realizan siguiendo las operaciones que indican a continuación: - Con el disyuntor en posición abierto y el conmutador local remoto en posición local, realizar las siguientes operaciones desde el mando local: • Dar orden de cierre al disyuntor y verificar que se ejecute dicha operación, la actuación del indicador de posición local y del indicador de posición remoto. • Realizar operaciones de apertura del disyuntor verificando que se ejecute correctamente esta operación y el correcto señalamiento del indicador de posición local y de posición remoto.

- Con el disyuntor cerrado y el conmutador de posición local - remoto en remoto ejecutar las siguientes operaciones: • Dar orden de apertura al disyuntor desde el mando local par verificar que no es realizada dicha operación. - Con el disyuntor en posición abierto y el conmutador en posición remoto dar orden de cierre mediante el mando local y verificar que esta operación no es realizada. 1.2.- Operación de emergencia local: Las operaciones de emergencia previstas para el disyuntor desde el mando a distancia están dadas únicamente para realizar aperturas de emergencia, mediante un mecanismo de mando eléctrico. Se verifica que sea correcto su funcionamiento, para lo que se efectúan operaciones de apertura utilizando el pulsador destinado para este fin, sin que deba fallar en ninguna oportunidad. La ejecución de las operaciones mencionadas se realizan de la siguiente manera: - Con el disyuntor en posición cerrado y el dispositivo local - remoto en posición remoto dar una orden de apertura al disyuntor para comprobar que sea ejecutada ésta operación. - Con el disyuntor en posición cerrado y el dispositivo local - remoto en posición local efectuar una orden de apertura y comprobar que efectivamente el disyuntor abra.

1.3.- Operación eléctrica a distancia: Se ejecutan las operaciones de cierre y apertura mediante el mando a distancia o remoto, estas se realizan desde la sala de mando para constatar el correcto funcionamiento del mando a distancia, así como la señal de las luces de indicación de posición, y del dispositivo local remoto, ya que estando éste en posición local, no debe operar a distancia o remoto. Para la comprobación del funcionamiento del mando a distancia se realizan las siguientes operaciones: - Con el disyuntor en posición cerrado y el conmutador de posición local remoto en posición remoto, se da una orden de apertura desde el mando a distancia y verificar en patio que el disyuntor efectúe enteramente dicha operación. Verificar la señalización de la indicación de posición propia del disyuntor. - Con el disyuntor en posición abierto y el conmutador de posición local remoto en remoto, dar un orden de cierre al disyuntor desde el mando a distancia. Verificar en patio que se efectuó la operación de cierre del disyuntor y que tiene la respectiva señalización de posición de acuerdo a la operación ejecutada. - Con el conmutador de posición local - remoto en posición local, verificar que el disyuntor no realice operaciones de cierre ni apertura. 2.- Indicador de posición local: La verificación del funcionamiento del indicador de posición local se realiza durante las operaciones de cierre y apertura por mando eléctrico local y a distancia, consiste en verificar que el indicador de posición local este de acuerdo con la

posición real del disyuntor; esto es, el indicador esta en verde mientras el disyuntor se encuentre en posición abierto y está en rojo al disyuntor permanecer en posición cerrado. 3.- Verificación del relé de discordancia de polos: Por tenerse polos que se accionan individualmente, se prueba el disyuntor contra la discordancia de polos, para el caso de que al disyuntor cerrar no se ejecute dicha operación simultáneamente entre los tres polos, e igual para la apertura. Par probar el relé se procede de la siguiente forma: Con el disyuntor en posición abierto se desconecta una de las bobinas o electroválvulas de cierre de una fase y se le da la orden de cierre mediante el mando remoto o en forma local; se deben entonces cerrar los dos polos supuestos en buen estado y luego de un tiempo previamente ajustado abrirse sin ninguna orden dada adicional; quedando los tres polos del disyuntor abiertos. Se verifica que es accionada la alarma respectiva. Para ejecutarse la operación con el disyuntor cerrado, se procede a abrir el mismo una vez desconectada la bobina de apertura de uno de los polos del disyuntor, éste deberá abrir los dos polos considerados buenos e inmediatamente después de un tiempo predeterminado deberá accionar la alarma respectiva. El relé de discordancia de polos esta ajustado en las salidas de 115 y 230 KV de la Subestación MACARO para actuar a los tres segundos.

4.- Verificación del relé antibombeo: Este dispositivo forma parte de la protección interna del disyuntor, asegura que cuando el disyuntor está recibiendo una orden de cierre en forma simultánea a una orden de apertura proveniente de las protecciones (protecciones primaria y secundaria, falla interruptor o protección diferencial de barras), no quede abriendo y cerrando en forma permanente hasta que cesen dichas ordenes. Su función es evitar que la orden de cierre sea mantenida, ya que al realizar una orden de cierre manual, el tiempo que tarda en hacerlo es mayor que el tiempo de actuación de las protecciones. Al dar una orden de cierre bajo falla, las protecciones actuarían antes de que desaparezca la orden de cierre, en estas condiciones el disyuntor estaría abriendo y cerrando varias veces. Es posible que el disyuntor quede cerrado definitivamente en condiciones de falla por baja presión de gas al realizar estas operaciones continuas. Con el fin de evitar que esto suceda se emplea el relé antibombeo. El mecanismo funciona de tal forma que mientras el disyuntor reciba en forma simultánea una orden de cierre y una orden de apertura, el disyuntor realiza una operación de apertura y permanece en esta posición hasta tanto no se de una nueva orden de cierre y la anterior haya desaparecido totalmente. Ante dos ordenes distintas el disyuntor debe obedecer la orden de apertura. Para probar el funcionamiento del relé se da una orden de cierre mantenida al disyuntor, para ello se deja presionado el pulsador ubicado en el tablero de mando mediante el mando a distancia; y simultáneamente se envía una orden de apertura al mismo, con el envío de un positivo en la bobina de apertura del disyuntor y con el reenganche desactivado. De este modo se cumple la condición de operación del relé, al disyuntor recibir dos ordenes de operación diferentes en forma simultánea, verificando que el interruptor se abra y permanezca en esta

posición aunque se mantenga la orden de cierre, respondiendo a la disposición dada por la función del relé antibombeo. Si hay defectos en el circuito del relé antibombeo, el interruptor comenzará a abrir y cerrar varias veces, por lo tanto se procede a revisar todos los puntos necesarios tales como contactos, bobina, cableado, etc., que puedan ser causantes del mal funcionamiento del relé. 5.- Bloqueos del disyuntor por baja presión de aire: Verificar la correcta funcionalidad de los dispositivos de bloqueo provistos por el disyuntor, consisten en unos contactos manométrico que actúan bajo presión al ser presionados y hacen actuar a los contactos que mandan la orden al disyuntor para que este no opere, quedando bloqueado. Estos contactos manométricos correspondientes a los bloqueos del disyuntor son los siguientes:

- Contacto manométrico B: Bloqueo de reenganche. - Contacto manométrico C: Bloqueo de cierre. - Contacto manométrico D: Bloqueo de apertura I por baja presión de aire. - Contacto manométrico E: Bloqueo de apertura II por baja presión de aire. 5.1.- Bloqueo de reenganche: Con el disyuntor en posición abierto, se envía una señal de reenganche al disyuntor mientras se presiona el contacto correspondiente al bloqueo de reenganche (B) y se verifica que el disyuntor no cierre. 5.2.- Bloqueo de cierre:

Para verificar el bloqueo de cierre por baja presión de aire, el disyuntor debe estar en posición abierto; se presiona el contacto manométrico correspondiente al bloqueo de cierre (C) y desde el mando a distancia se envía una orden de cierre la cuál no debe obedecer, permaneciendo en posición abierto. 5.3.- Bloqueo de apertura: Para verificar el funcionamiento del contacto manométrico correspondiente a la apertura I y II del disyuntor, como son los contactos “D” y “E” respectivamente, se envía una orden de apertura al mismo bajo la cual no debe operar. Para ello es necesario que con el disyuntor en posición cerrado y con el contacto manométrico para el bloqueo de una apertura accionado (presionado), enviar un disparo a esta bobina de apertura desde el armario de repartición a través de algún punto destinado para este fin. Para dar la orden de apertura se dispone de los contactos auxiliares de las protecciones (primaria, secundaria y reenganche) o del mando a distancia, ya que estos circuitos tienen llegada al armario de repartición y es posible su ubicación haciendo uso de los planos del circuito de apertura I y II de las bobinas del disyuntor; se envía la orden de apertura haciendo un cortocircuito en alguno de estos contactos. Esta prueba de bloqueo se realiza para la apertura I y II correspondiente a la bobina de disparo I y II. El bloqueo de la apertura del disyuntor se realiza por baja presión de aire.

6.- Bloqueo por baja presión de gas:

Para verificar que el mecanismo de bloqueo del disyuntor por baja presión de gas está funcionando correctamente, se altera la medición vista por el medidor de presión de gas hasta el valor donde ocurre el bloqueo. El medidor posee unos contactos donde la aguja de medición al llegar a un valor prefijado, actúa sobre ellos, dando lugar al bloqueo. Una vez bloqueado el disyuntor del modo anterior, se procede a dar una orden de operación de apertura al mismo, la cuál no debe ejecutar.

Para determinar en forma más práctica los valores de los bloqueos por baja presión de gas en el disyuntor, debido a lo costoso del SF6 y la dificultad de disposición de éste, las pruebas se ejecutan durante el llenado del gas al disyuntor una vez instalado en la Subestación. El disyuntor se encuentra bloqueado por baja presión de gas después de su instalación, ya que el mismo no se encuentra lleno a la presión nominal de funcionamiento. Durante el llenado del SF6 se toman los valores de presión de gas para los cuales el disyuntor pierde la condición de bloqueo.

7.- Arranque del compresor:

Este es un mecanismo que actúa bajo presión y se pone en funcionamiento una vez que el disyuntor después de haber efectuado varias operaciones de cierre y apertura, se enclava hasta reponer cierto nivel presión de aire comprimido. El arranque del compresor se da a través de un contacto manométrico, y para probar que este funciona correctamente se presiona el contacto manométrico “A”, que es el correspondiente al arranque del compresor, se verifica que ciertamente el compresor arranque.

8.- Pruebas de presión de aire: Para los disyuntores con mando neumático, se comprueba que por baja presión de aire se boquean las operaciones del mismo, a un valor determinado de la presión de cierre cuando exista pérdida por aire. Los disyuntores probados en MACARO disponen cada uno de ellos para una reserva de cinco operaciones continuas, luego se bloquea por baja presión de aire durante cierto tiempo mientras se llena el tanque nuevamente. Si inicialmente está cerrado se realizan cinco operaciones de cierre y apertura del siguiente modo: Apertura - Cierre - Apertura Cierre - Apertura, se verifica que finalmente el disyuntor quede bloqueado en posición abierto, sin posibilidad de ejecutar otra operación al recibir una orden de cierre. 9.- Señalizaciones y alarmas: Se verifica el correcto funcionamiento de las señalizaciones en el armario de repartición ubicado en patio, las mismas corresponden a las diferentes condiciones anormales del disyuntor. Para ello se simulan las condiciones anormales con el objeto de comprobar que al ocurrir la falla en el interruptor, los contactos dispuestos para la señalización actúen y envíen la señalización correspondiente de acuerdo al tipo de falla. Al realizar la prueba se verifica según la condición dada, el funcionamiento de las señalizaciones dispuestas en el propio armario de repartición, estas se realizan a través de dos relés de señalización, que como se menciona más adelante actúan para diferentes fallas en el interruptor; también se verifica que en la sala de mando se produce la señalización de la alarma centralizada correspondiente a la salida de línea en prueba.

Con el objeto de hacer menos laborioso el desarrollo de las pruebas, las verificaciones del correcto funcionamiento del las señalizaciones se realizan simultáneamente con las pruebas realizadas al disyuntor cuando se prueba la actuación del mismo, por ejemplo al verificar el bloqueo del disyuntor ante baja presión de aire, se verifica que éste quede bloqueado y que la señalización correspondiente al bloqueo de cierre por baja presión de aire se realice en la forma esperada. Se verifica el funcionamiento correspondiente a las señalizaciones de los dos relés de señalización, para cada una de las condiciones anormales mencionadas a continuación: - Relé 1 de señalización: Led 1 señaliza: Bloqueo de reenganche Led 1 señaliza: Alarma por baja presión de SF6 Led 1 señaliza: Máxima presión de SF6 Led 2 señaliza: Bloqueo de apertura por baja presión de aire Led 2 señaliza: Bloqueo de cierre por baja presión de aire Led 3 señaliza: Discordancia de polo Led 4 señaliza: Supervisor de transferencia Led 5 señaliza: Falla de tensión en alarma Led 6 señaliza: Falla de tensión 110 V. C.C. * Relé 2 de señalización Led 5 señaliza: Falla de compresor Led 4 señaliza: Bloqueo de apertura 1 Led 4 señaliza: Bloqueo de apertura 2

Led 4 señaliza: Bloqueo de cierre Led 3 señaliza: Movimiento del conmutador Led 1 señaliza: Falla tensión 120-208 V C.A. Led 2 señaliza: Falla tensión de línea 110 V C.A. Para verificar que la continuidad en el camino a la señalización en los dos relés sea correcta, se cortocircuitan los contactos que se actúan al ocurrir la condición anormal y verificamos que la señalización correspondiente a ella sea la correcta. Aquellas condiciones anormales que correspondan a fallas de alimentación, señalizan mediante el disparo de los breaker encontrados en el armario. La prueba se realiza efectuando el disparo de dichos breakers y verificando que la señalización sea correcta. Al realizar cada una de estas pruebas se debe chequear en la sala de mando que aparezca la señalización de la alarma centralizada correspondiente al tramo que se prueba, esta alarma debe ser acústica y óptica. Se verifica también el funcionamiento del pulsador para borrar alarmas, reseteando después de haber realizado la prueba. 10.- Discordancia entre cámaras: La discordancias entre cámaras se refiere al tiempo transcurrido entre la actuación de una cámara y la actuación de otra cualquiera. Se verifica la diferencia en los tiempos de apertura y cierre entre las cámaras del polo del disyuntor. Los polos de los disyuntores utilizados en la Subestación

MACARO para las salidas de línea en 230 y 115 KV tienen una sola cámara de extinción, por lo cual esta prueba no es aplicable. 11.- Tensión auxiliar de mando: Se verifica la correcta operación del disyuntor con valores de tensión de operación de los mandos eléctricos que oscilen en ± 20 por ciento de la tensión nominal. Los circuitos de mando del disyuntor están alimentados con una tensión de 110 V CC. 12.- Pruebas de reenganches permitidos: Se realizan operaciones de apertura y cierre hasta que el disyuntor se enclave, el número de cierres debe corresponder al número de reenganches permitidos, que en la Subestación MACARO, el esquema tanto en 115 como 230 KV se programan para un solo reenganche. 13.- Disparo de transferencia: Se verifica que al estar el tramo de salida de línea transferido, las operaciones por las ordenes de apertura las ejecuta el disyuntor del tramo de transferencia. 5.1.2.2.- PRUEBAS DE SIMULTANEIDAD Y TIEMPOS DE OPERACIÓN Esta prueba tiene como objeto verificar el correcto funcionamiento del disyuntor en cuanto cierre y apertura se refiere, para lo cual se utiliza el equipo de medición de tiempos de operación de los disyuntores llamado impulsógrafo.

Las pruebas de simultaneidad consisten en verificar que tanto para el cierre como la apertura de los polos en las operaciones trifásicas se ejecuten en forma simultánea. Se evalúa de acuerdo a la diferencia que existe entre la actuación de los polos. Para ello se utiliza un impulsógrafo donde se arrojan las diferencias o discordancias del tiempo de cierre y apertura entre los polos en el orden de los milisegundos. En caso de que el disyuntor esté formado por varias cámaras es necesario asegurarse que hay simultaneidad entre las cámaras y que los tiempos entre estas es el indicado por el catálogo del disyuntor. Con esta prueba también se trata de determinar si los tiempos respectivos de apertura y cierre corresponden a lo especificado con lo ofrecido por el fabricante, de tal manera que pueda detectarse cualquier diferencia notable con los datos suministrados. El método para realizar la prueba consiste en conectar el equipo de prueba (impulsógrafo) a cada uno de los terminales de los polos del disyuntor y se conectan a los canales del equipo la señal de apertura o cierre, para verificar que exista igualdad de apertura y cierre en forma simultánea en cada polo y que los tiempos de apertura y cierre coincidan con los datos suministrados por el fabricante. El impulsógrafo utilizado, marca SEDETEC, realiza la medición de los tiempos de cierre y apertura de los interruptores para alta tensión, así como los tiempos relativos entre cámaras y entre polos; e igualmente los tiempos absolutos y sus discordancias. Para la realización de la prueba se procede primeramente a realizar la conexión del impulsógrafo a una fuente de alimentación con su debida puesta a tierra, y la conexión del cable de prueba al conector de las cámaras en cada uno de

los polos del disyuntor en prueba. El disyuntor debe estar desconectado y aislado de la red de alta tensión. Se define plenamente el modo de operación e inicialización según como se procese la orden de apertura o cierre a través de contactos normalmente abiertos o normalmente cerrados, así como la identificación exacta de los puntos de conexión en el tablero de mando del disyuntor, a las que se conecta el impulsógrafo. Luego se realiza el conexionado de acuerdo al modo de inicialización. Los modos de inicialización que se emplean pueden ser a través de contactos secos (desenergizados) o húmedos (energizados); o por energización de la bobina del disyuntor, esto varía según el diseño del equipo de prueba, no siempre es así. Para el impulsógrafo utilizado para las pruebas, marca SEDETEC, en el modo por contacto húmedo, la orden de apertura o cierre se procesa sensando un contacto energizado “normalmente abierto”. En el modo por contacto seco la orden de apertura o cierre se procesa sensando un contacto desenergizado “normalmente abierto”. En el modo por energización de bobina, la orden de apertura o cierre se procesa sensando la energización

de la bobina de apertura o cierre

(respectivamente) en el tablero de mando del interruptor. Una vez encendido el impulsógrafo e iniciado el proceso para realizar la operación, se escoge el tipo de operación que se va a realizar y se procede a dar la orden de operación al disyuntor de apertura o cierre según el modo seleccionado. Con el disyuntor en posición abierto se realiza una operación de cierre una vez indicado al equipo el modo de operación, y

se toman las mediciones

correspondientes al tiempo de cierre de cada uno de los polos, tiempo de cierre de

cada una de las cámaras, tiempo de operación del disyuntor, discordancia entre polos, discordancia del tiempo de cierre entre cámaras. Luego con el disyuntor en posición cerrado, se procede a dar la orden de apertura al mismo, una vez indicado al impulsógrafo el tipo de operación a ejecutar. Se realiza las lecturas correspondientes a la medición de los diferentes tiempos durante la apertura. Los tiempos que se pueden medir son los siguientes: - El tiempo de operación de cámara: Es el tiempo medido desde el instante en el que se produce o se sensa la orden de operación, hasta su ejecución efectiva por una cámara en particular. - El tiempo de operación de polo: se refiere al tiempo medido, desde el instante en el que se produce la orden de operación hasta su ejecución efectiva por la más lenta de las cámaras del polo. - Tiempo de operación del interruptor: Se refiere al tiempo medido, desde el instante en que se produce la orden de operación, hasta su ejecución efectiva por el más lento de los polos del interruptor. - Discordancias entre polos: Se refiere al tiempo transcurrido entre la actuación de un polo y la actuación de otro cualquiera. Los resultados obtenidos deberán ser comparados con los suministrados por el fabricante. Los resultados esperados son un tiempo de apertura de aproximadamente 27 mseg. y un tiempo de cierre de 56 mseg.

5.1.2.3.- MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE CONTACTOS Con la realización de esta prueba se comprueba que los contactos de cierre del interruptor tengan un valor de resistencia de contactos en el orden de los microhmios, de forma tal de garantizar que la transmisión de energía sea máxima y no se produzca calentamiento interno en los polos. Esta prueba consiste en aplicar por medio de un equipo de prueba, una corriente de alto valor (100 Amp. C.C cuando se desea mayor precisión) y tomar lecturas directas del valor de resistencia. El equipo de medición de resistencia de contactos, tiene su principio de medición en base a una inyección de corriente continua, y registro de lectura de esta corriente y la caída de tensión en los contactos del disyuntor, con lo cual internamente procesa el valor de resistencia, con la aplicación de la ley de Ohm (R=V/I ). Antes del inicio de la prueba debe cerrarse el interruptor y realizar una limpieza a la parte conductora del mismo, de modo tal de disminuir el valor de resistencia ocasionado por el contacto entre los terminales de prueba del equipo y el conector del interruptor. La forma de conexión del equipo será hecha en forma directa al interruptor por medio de los cables de prueba del equipo de medición. 5.1.2.2.- PRUEBAS DE AISLAMIENTO EN DISYUNTORES Dado que los disyuntores en prueba son de niveles de tensión de 230 y 115 KV, el voltaje de prueba aplicado es de 10 KV.

El modelo circuital del dieléctrico de los disyuntores en prueba en las salidas de línea de la Subestación MACARO es el equivalente a los disyuntores tipo “ I ”, poseen dos elementos que representan el aislamiento del varillaje y el de la cámara de extinción. 5.1.2.2.1.- CONEXION PARA LA REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE AISLAMIENTO AL DISYUNTOR TIPO I CON EQUIPO DOBLE MODELO M2-H: La conexión del equipo de medición de factor de potencia ( equipo DOBLE ) será hecha directamente a los terminales del disyuntor por medio de los cables de prueba del equipo, el cual posee un cable de alta tensión (HV) y dos cables de baja tensión (LV), de los cuales se utiliza uno, ya que no es necesario la conexión del otro porque los disyuntores en prueba poseen una sola cámara de extinción. El método para la realización de esta prueba consiste en conectar el terminal de alta tensión del equipo de prueba ( DOBLE ) en el terminal T2 de uno de los polos del disyuntor, y se conecta el cable de baja tensión en el terminal T1; tal como se muestra en las figuras 5.1 y 5.2, haciéndose mediciones simultáneas de fugas en mW y mA. Prueba 1 2

Energizado T2 T2

Aterrado T1 ---

Guardado --T1

LV Switch UST GST Guard

Tabla 5.1

HV

T1

LV

Medida C1 R

C1 T2 R T3 Equipo de medición de fp. Figura 5.1 Esquema de conexión para la prueba 1, en UST. T1 HV

LV C1 T2

R T3

Equipo de medición de fp. Figura 5.2 Esquema de conexión para la prueba 2, en GST Guard. El equipo de medición del factor de potencia posee un Switch que permite el cambio del modo de prueba. Estos tipos de prueba son en UST, GST Ground y GST Guard; el equipo internamente al seleccionar el modo de prueba a través del

LV Swich, cambia la conexión del cable de baja tensión, permitiendo realizar diferentes mediciones al equipo de acuerdo al modo de prueba seleccionado. Para realizar la prueba 1, en UST, se energiza T2 y T1 en UST, se realiza la conexión pertinente a esta prueba, se sube la tensión de prueba hasta llegar a los 10 KV., con la perilla en check, el cual es el indicador de la tensión que se aplica; se coloca luego en el lado de I, se verifica que la corriente sea aproximadamente igual en un sentido y en reversa, una vez realizado las lecturas de los vatios y compensar éste a su mínimo valor. De no ser así, se compensa con el circuito supresor de interferencia (Icc), que se describe mas adelante. Una vez realizada la prueba en UST se realiza en GST colocando el conmutador en GST, energizando T2, guardado T1; se debe compensar nuevamente si resultó necesaria la utilización del Icc en la prueba en UST y se realiza el mismo procedimiento que en la prueba anterior. Se repite la prueba anterior, realizándola a cada uno de los tres polos del disyuntor. 5.1.2.1.1.- CIRCUITO SUPRESOR DE INTERFERENCIA Icc: Las pruebas de aislamiento que son realizadas en subestaciones energizadas, pueden estar influenciadas por las corrientes de fuga de acoplamiento capacitivo entre el equipo bajo prueba y equipos, barras o líneas energizadas; estas corrientes fluyen a través del circuito de prueba e interfiren con las mediciones. No obstante, el equipo usado para las pruebas de aislamiento Marca DOBLE, Modelo M2-H, posee un circuito de compensación llamado Icc.

El circuito Icc deriva su corriente de una fuente de alimentación de la Subestación, en algunas ocasiones no es estable el ángulo de fase entre la fuente de alimentación de alta tensión, siendo esta última la que ocasiona la corriente de interferencia, produciéndose de esta manera inestabilidad de la lectura, que usualmente impiden registrar los resultados de la prueba. Para la utilización del circuito Icc se sugiere realizando los siguientes pasos: A) Colocar el conmutador en posición “OFF” B) Realizar una medida preliminar del equipo bajo prueba, de la manera normal y para ambas polaridades del voltaje de prueba, se determina el adecuado múltiplo de corriente y el ajuste de la compensación dela medida de los vatios. C) El conmutador selector se coloca en la posición “watt” D) El control del voltaje se gira hasta llegar a voltaje cero. La deflexión permanente en los indicadores de corriente y vatios y voltios son causados por la corriente de interferencia. E) se coloca el conmutador “Icc” en posición “HIGH” o “LOW” y se ajusta ambas perillas de control del Icc para obtener una lectura mínima del indicador de corriente y vatios. Se colocan los multiplicadores más sensibles de los vatios, hasta obtener un balance más preciso, usando para ello las perillas de control del Icc. F) Se repite la prueba al equipo bajo prueba, en la manera normal con el conmutador “Icc” en la posición “HIGH” o “LOW”. Se registran las lecturas para ambas polaridades de voltaje de prueba y se toman en cuanta los signos (+ o -) para las lecturas de las pérdidas. G) Se ajusta el control del “Icc” cada vez que se cambie la conexión al equipo bajo prueba. H) Cuando no se necesite el “Icc”, el conmutador debe permanecer en la posición “OFF”.

Se toman los valores a medir (I, W y C), se realizan las mediciones en ambos sentidos sacando un promedio de los parámetros medidos en los dos sentidos y buscando siempre el valor en donde la aguja deflecta a su mínimo valor. Una vez realizada la prueba en UST se realiza en GST colocando el conmutador en GST, energizando T2, guardado T1; donde se debe compensar nuevamente si anteriormente resultó necesaria la utilización del Icc y se realiza el mismo procedimiento que en la prueba anterior. 5.1.2.3.- INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Los resultados obtenidos durante cada una de las pruebas son comparados con los datos del fabricante (ver anexo 1). Las comparaciones que se hacen son referentes a los valores de capacitancias y factores de potencia. Las medidas de estas pruebas se evalúan también en base a corriente y watts obtenidos. Los valores esperados son lecturas en el orden de los 0.01 watts para las pruebas de aislamiento con tensión de prueba de 10 KV. 5.2.- PRUEBAS A LOS RELES DE PROTECCIÓN: Estas pruebas tienen por finalidad determinar el correcto funcionamiento de los diferentes relés que integran el esquema de protección. A su vez, se verifica la correcta conexión de estos equipos, ya que de no ser así, su operación sería errónea. La realización de estas pruebas se hacen mediante inyección secundaria propiamente a los relés.

Inyección secundaria: La inyección secundaria consiste en aplicar tensiones y corrientes directamente a los relés con la finalidad de comprobar la actuación de los mismos para los ajustes realizados. Estas corrientes y tensiones que llegan a los relés son provenientes de los transformadores de corriente y tensión respectivamente. Para realizar la inyección se utiliza una fuente de baja tensión y baja corriente (inyertor secundario trifásico de tensión y corriente). Se energiza el relé de acuerdo al circuito de alimentación conforme a los planos. Antes de proceder a realizar dicha inyección se debe desconectar la alimentación del relé; como se mencionó anteriormente, la alimentación de éstos parámetros corresponden a los circuitos secundarios de los transformadores de medida. Con las pruebas de inyección secundaria lo único que se comprueba realmente es el funcionamiento del relé para determinados ajustes, su actuación debe corresponder ante los mismos. Para realizar tal inyección se debe desconectar el relé del resto del esquema de protección, desconectando las entradas de alimentación del mismo que provienen de los secundarios de los transformadores de medida, y se desconectan además las salidas del relé que envían las diferentes señales una vez que opera. Así se evita alguna dar una orden que produzca un disparo indeseable. La desconexión puede realizarse directamente en los terminales del relé en prueba (borneras seccionables) o a través del bloque de pruebas. El bloque de pruebas consiste esencialmente en una hilera doble de contactos separados por un aislante. Al conectarlo, una hilera de contactos queda unida a todas las conexiones externas del relé y la otra hilera queda unida a las

conexiones que hay del relé al resto del equipo de protección. Al hacer uso del bloque de prueba se desconecta el relé del resto del sistema de protección por un mecanismo de bloqueo que posee. Para usar el bloque de pruebas es necesario que el relé haya sido diseñado con tal fin, de lo contrario no habría sitio para insertar el peine de prueba. Los relés de protección primaria y secundaria en 230 y 115 KV de la Subestación MACARO poseen peines o bloques de prueba. El primer peine de pruebas es para inyectar corrientes y tensiones secundarias al relé. El segundo es para disparos, envíos y recepción de señales. Se bloquean los disparos al introducir el peine de pruebas, por ello es indispensable hacer un puente para que el disparo sea ejecutado. Para la realización de esta prueba se dispone de un inyector de corriente y tensión (caja de prueba ASEA TURH) con la que procedemos a realizar las inyecciones y simulaciones de fallas, estas inyecciones se pueden realizar en borneras en los puntos correspondientes a la alimentación de tensión y corriente de las protecciones de distancia que se prueban. La prueba consiste en realizar simulaciones de condiciones anormales o fallas con las que se debe provocar la actuación del relé, se verifica que el relé responda de modo esperado. 5.2.1.- RELÉ VERIFICADOR DE TENSIÓN Y SINCRONISMO (SPAU 140 C): El relé de sincronismo es el encargado de verificar las condiciones de sincronismo en el sistema para permitir el cierre del disyuntor, propiamente las condiciones de sincronismo entre la barra y la línea; estas son igualdad de tensión,

igualdad de frecuencia y ángulo de desfasaje cero, permitiendo cierto valor de tolerancia de acuerdo a los ajustes realizados. Como este relé toma de referencia la tensión de línea y la tensión de barra, es necesario antes de realizar las pruebas, las cuales se realizan mediante inyección secundaria de tensión, “desconectar el relé de la alimentación secundaria de tensión de línea y de barra que llegan de los transformadores de potencial, ya que las barras en 230 y 115 KV están energizadas llevan estas referencias de tensión al relé”. Al estar el circuito primario alimentado, pudiera provocarse un cortocircuito o condiciones indeseables al inyectar el circuito secundario. La prueba consiste en eliminar la condición de sincronismo para verificar el funcionamiento del relé y comprobar que éste se bloquea bajo estas disposiciones, de modo que el relé no esta en condiciones de operación. Se alimentan los terminales

del relé de sincronismo

con tensiones

independientes a las cuales se les pueda variar la magnitud y el ángulo, alimentando las tensiones provenientes de la línea y de la barra. Se inyecta tensión al relé y se elimina la condición de sincronismo simulando las fallas. Para ello se varían los ángulos y las magnitudes de las tensiones de alimentación del mismo hasta que el relé se bloquea, luego se verifica que los valores para los cuales ocurre el bloqueo del relé cumplen con los ajustes dados. Los datos de ajustes del SPAU 140C en líneas de 115 KV son los siguientes: - Un = 110

Tensión nominal del relé

- Un = 63.5

Tensión de alimentación (110

3

)

- Umáx/Un = 0.5Un Tensión a la cual se considera la barra/línea energizada. - Umín/Un = 0.1Un Tensión en la cual se considera la barra/línea energizada. - ∇ U/Un = 0.1

Variación de la tensión nominal

- ∇ϕ = 20º

Variación del ángulo

- ∇ F = 0.02

Variación de la frecuencia

- tVC = 0.1 seg

Tiempo de operación para el chequeo de voltaje

- tCB13 = 0.05 seg

Tiempo siguiente para la operación de cierre después de tVC.

- tCBR3 = 0.05 seg

Máximo tiempo de la señal de cierre.

Se realiza la inyección secundaria de tensión con inyector de corriente y tensión trifásico. De acuerdo a los ajustes dados se verifica que el relé opere (condición en que no está bloqueado) cuando los parámetros no salgan dentro de los límites de tolerancia ajustados, es decir, que mientras los valores se encuentren dentro del rango permitido el relé debe operar. Los relés usados permiten según los ajustes una diferencia de tensión (∇ U/Un) de 0.1 %, lo que quiere decir que el relé al medir una diferencia entre las tensiones de barra y línea superior a 11 Voltios, debe bloquearse, inhibiendo la operación de cierre del disyuntor. De acuerdo a lo anterior, al recibir una referencia de tensión de los secundarios de los transformadores de tensión de la línea o de barra de 99 voltios (110 - 11) V. el relé de sincronismo debe bloquearse. Así mismo, los relés están ajustados para una variación del 20 % de la frecuencia nominal, la verificación de estos ajustes no se hizo posible ya que no se dispone de los equipos de prueba que permitan la ejecución de la misma. Ejemplo de resultados de pruebas en el relé de sincronismo para Caña de Azúcar II:

Bloqueo para: - 101 tensión de línea 12º

Umín = 23 V

- 100 tensión de barra 12º

Umín = 23 V

Bloqueo externo - Falla protección de línea: OK - Falla protección de barra: OK Cuando existe una diferencia entre las tensiones mayor al 10%, deja de haber condición de sincronismo según los ajustes dados, en cuyo caso se bloquea. Se verifican los ajustes realizados para la variación de las tensiones de alimentación, así como tambien la variación del ángulo permitida. 5.2.2.- RELÉ DE DISPARO Cuando se transfiere la línea también se transfieren las ordenes de disparo de las protecciones, por tanto al realizar las pruebas con la línea transferida, será el diyuntor del tramo de transferencia el que deberá abrirse o cerrarse. Esta función se logra a través del uso de dos relés de disparo, relé de disparo del tramo y relé de disparo del tramo de transferencia, los cuales llevan los positivos de las ordenes de disparo a las bobinas de apertura del disyuntor del tramo y al disyuntor de transferencia respectivamente. El relé se energiza al recibir una positivo de las protecciones primaria, secundaria o falla interruptor (disparo directo); todas estas señales llegan a un punto común a los terminales del relé, permitiendo que la operación del mismo al actuar dichas protecciones.

Durante las pruebas se envía un positivo en borneras donde recibe las ordenes de disparo para ver la actuación del relé del tramo que se prueba, verificando que cumpla con sus funciones: debe disparar el relé y el disyuntor abrirse, además de dejar la señalización correspondiente al disparo de este relé. En caso de que el tramo este transferido la orden de disparo debe ir al disyuntor de transferencia, se prueba que efectivamente esto suceda así. Para ello se transfiere la salida de línea y se envía una señal a la orden de disparo directo, se debe verificar que este relé opere y que el disyuntor del tramo de transferencia se abre. Se ejecutan pruebas a estos relés con los tramos en paralelo ( energizado tramo de línea y tramo de transferencia). Antes de realizar el cierre del tramo de transferencia se verifica que no haya posibilidad de tensionar la línea, desacoplando mecánicamente el seccionador de barra del tramo de transferencia. Se prueba el relé de disparo para la recepción de comunicación de alta frecuencia. Para ello se envía un positivo a los terminales del relé donde reciben la señal de la protección contra falla interruptor (recepción de disparo directo). Se verifica que los dos relés de disparo actúan y que ambos disyuntores abran en forma simultánea. Se envía una orden de disparo a través de la actuación de la protección primaria para verificar que lleguen los positivos de disparo al punto común que lleva la señal al relé de disparo y que éste actúa al recibir dicha señal. Para ello se realiza inyección secundaria de tensión y corriente a la protección primaria de distancia, se hace la simulación de una falla monofásica cortando la alimentación de una de las tensiones de entrada, para lo cual esta protección debe enviar una señal (envío de un positivo) al relé de disparo. Se verifica que el relé de disparo actúa y

que ambos disyuntores se abren en forma simultánea, estando inicialmente los tramos en paralelo. También se verifica que al actuar la protección secundaria de distancia el relé de disparo opera de forma tal que se abran los disyuntores de tramo y de transferencia al encontrarse los tramos en paralelo. Para ello con el mismo procedimiento que la prueba anterior se inyectan las tensiones y corrientes de alimentación a dicha protección y se corta la tensión de cualquiera de las fases de alimentación de tensión, simulando una falla monofásica, la cual debe ser fija para que el relé de reenganche no actúe. Bajo estas condiciones se comprueba la operación del relé de disparo del disyuntor de transferencia y del disyuntor del tramo. 5.2.3.- RELÉ DE RECIERRE Pruebas al relé de reenganche en líneas de 115 KV: Se procede a realizar los ajustes correspondientes para las pruebas al relé de reenganche WTX 910. Los datos de ajustes que se efectúan son los siguientes: 1.- Se programa para un reenganche rápido, con tiempo de operación en 0.4 seg. 2.- Tiempo de reposición 10 seg. 3.- Tiempo de falla de 0.2 seg < t (II Zona). Después de realizar los ajustes debidos, se procede a alimentar los puntos de alimentación de tensión que corresponden al relé de reenganche. Se realiza la conexión del cronómetro de manera de poder medir el tiempo en que actúe el relé.

Se envía una señal o un positivo al relé de reenganche en los puntos de borneras que correspondan a la llegada de las ordenes de disparo provenientes de la protección primaria y secundaria. Se verifica que el relé opere y que se efectúe la operación de cierre del disyuntor, quien inicialmente se debe encontrar en posición abierto. Verificar que el tiempo de operación del relé sea igual al medido. El relé no debe estar bloqueado para ejecutar esta operación, ya que de este modo el relé no envía la orden al disyuntor. El relé de reenganche está bloqueado cuando el disyuntor está cerrado si es que está programado para verificar la posición del disyuntor. Se debe tener en cuenta todos los tipos de ajustes a los que se pueda realizar el reenganche, ya que de otro modo no se encontraría la finalidad de las pruebas al no precisar las operaciones que se deban ejecutar para las ordenes dadas al mismo. Verificar que el relé de reenganche se bloquee cuando reciba la señal de bloqueo; estos son señales de entrada que llegan al relé y se aprecian en los planos del relé de recierre en el esquema de protecciones de líneas. Se realiza del siguiente modo: • Se envía un positivo en borneras, a los puntos correspondientes a las señales de bloqueo por cierre manual provenientes del disyuntor. Verificar que efectivamente se bloquee el relé de reenganche y que realice la señalización correspondiente al bloqueo del mismo. • Se envía una señal de bloqueo externo al relé, en los puntos correspondientes a este fin. Verificar que efectivamente el relé de reenganche

quede

bloqueado

realizando

correspondiente al bloqueo del mismo.

la

señalización

Hasta ahora podemos asegurar que el relé de reenganche es capaz de actuar si llegan las señales correspondientes al arranque y disparo del mismo. Debemos constatar entonces su correcta operación ante las señales propias de la protección de distancia y que actúe en el momento justo y verificar que los tiempos ajustados para su actuación sean cumplidos a cabalidad. Para ello se realiza la inyección secundaria de tensión y corriente a la protección de distancia con la salida de reenganche habilitada y luego se simula la falla cortando la tensión a una de las fases de alimentación del relé de distancia, con lo cual es posible verificar los ajustes dados al relé. Al simular la falla se debe tener especial atención en el tiempo de duración de la misma, ya que si es mayor al tiempo de operación ajustado en el relé, éste se bloqueará sin permitirle su actuación. Por ello al realizar el corte se debe tratar de reponer la tensión lo más rápido posible, de forma que sea casi instantáneo el corte de la tensión y así mismo la condición de falla sea tan corta que permita realizar el recierre del disyuntor, ya que el recierre se ajusta solo para primera zona y el tiempo de ajuste es muy pequeño. Al realizar la inyección secundaria a la protección primaria a través del peine de pruebas, se debe hacer un cortocircuito en los puntos que bloquean las operaciones del disyuntor, ya que al utilizar el peine de pruebas el disyuntor queda bloqueado automáticamente, sin poder realizar ninguna operación de apertura o cierre. Este bloqueo es un mecanismo de prevención para que al ser utilizado el peine de pruebas durante las pruebas de rutina, las operaciones no sean ejecutadas por el disyuntor para mayor seguridad.

Al encontrarse la línea transferida el recierre programado debe progresar de forma tal que se cierre el disyuntor de transferencia, para ello existe el debido circuito de control que permite la realización e esta función. 5.2.4.- PROTECCIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA Los relés de distancia serán probados en forma individual, mediante la inyección de corriente secundaria en los terminales del relé. Durante las pruebas a la protección de distancia se debe deshabilitar la actuación del relé de reenganche. Una vez colocados los valores de ajuste del funcionamiento normal del relé de distancia, se aplican los valores de corriente, tensión y ángulo de fase adecuados para cada prueba. Se procede de la siguiente forma: - Desconexión el relé del resto del esquema de protección. - Realizar inyección secundaria de tensión y corriente al relé. - Realizar simulación de fallas (se corta la tensión en una de las fases). - Verificar que la actuación del relé sea correcta y que envía la orden de disparo. La inyección secundaria de corriente se realiza utilizando la caja de pruebas ASEA TURH, conectada a través del peine de pruebas a la protección primaria o secundaria, se simulan las diferentes fallas: monofásicas, bifásicas y trifásicas en diferentes zonas, para verificar si el relé realiza la medición correspondiente al tipo de falla. Los parámetros que se han de verificar son los siguientes:

- Chequeo del arranque de la unidad de sobrecorriente y de la unidad direccional. - Prueba de direccionalidad por simulación. - Chequeo del arranque para las unidades de impedancia, para cada una de las zonas. - Chequeo de las características de tiempo para cada zona, para valores de impedancia prefijados. - Chequeo de operación de las señalizaciones correspondientes a la actuación del mismo a la medición realizada. - Pruebas de funcionamiento general del relé simulando diferentes tipos de falla. 5.3.- PRUEBAS A SECCIONADORES: En el tramo de línea encontramos: 1.- Seccionador de barra 2.- Seccionador de línea. 3.- Seccionador de transferencia. 4.- Cuchilla de puesta a tierra. Los seccionadores de línea están equipados con una cuchilla de puesta a tierra para aterramiento de la línea. Esta cuchilla está diseñada para soportar la misma corriente instantánea que el seccionador principal. Las pruebas que se realizan a los seccionadores son las siguientes: 5.3.1.- INSPECCIÓN Y PRUEBAS:

Esta inspección consiste en verificar visualmente a cada uno de los seccionadores involucrados en el tramo de la salida de línea lo siguiente: - Verificar el estado de los contactores de mando. - Estado de los aisladores soportes. - Conexión a tierra. - Alineación. - Fundaciones. 1.- Estado de los contactos de mando: Estos deben estar fijos, conectados apropiadamente, limpios (sin oxido). 2.- Estados de los aisladores soportes: Observar la rigidez de las columnas aisladoras. 3.- Conexión a tierra: Verificar que las columnas estén conectadas a la red de tierra. 4.- Alineación: Se verifica que haya un perfecto alineamiento de las cuchillas y pinzas de contacto realizando operaciones de cierre, de no ser así se ajusta hasta que exista un correcto alineamiento. Al estar alineados se evita esfuerzos indebidos de los aisladores o distorsiones de las superficies de contacto. 5.- Verificar el buen estado de fundación y pernos fijación de las estructuras soportes. 5.3.2.- PRUEBAS FUNCIONALES: Las pruebas funcionales se realizan para verificar la operación correcta del seccionador, incluyendo el mecanismo de accionamiento, señalización y enclavamientos. Como la barra está tensionada, para la realización de esta prueba es necesario realizar el desacoplamiento mecánico de los seccionadores de barra en

los tramos de las salidas de línea en 230 y 115 KV ya que no se debe energizar la línea. Estas pruebas consisten en la realización de operaciones de cierre y apertura a los distintos seccionadores para verificar que ejecutan correctamente dichas operaciones desde el mando a distancia, local y manual, además de verificar los enclavamientos previstos para los distintos seccionadores. Es conveniente verificar la operación del fin de carrera de los seccionadores,

ya

que

únicamente

cuando

los

seccionadores

estén

completamente cerrados es que deben indicar la posición de cerrados en el tablero de mando y solo así permitir la secuencia de apertura y cierre para los demás equipos. Para ello se cierra en forma manual el seccionador sin completar el cierre del mismo y se verifica que la señalización de posición de éste seccionador no es de cerrado sino abierto. 5.3.2.1.- PRUEBAS FUNCIONALES A LOS TIPOS DE MANDOS Se realizan las pruebas al seccionador de línea, seccionador de barra y al seccionador de la barra de transferencia del tramo de salida de línea desde el mando a distancia y mando local: - Mando a distancia: Se ejecutan operaciones de cierre y apertura con el conmutador previsto para ello, desde el tablero de mando ubicado en la sala de mando. Se realizan operaciones de cierre y apertura utilizando el mando a distancia para verificar lo siguiente:

• Ejecución normal de las ordenes de apertura y cierre. • Discordancia de fases: Verificar que no haya diferencia en la apertura de las fases del seccionador, es decir, debe existir simultaneidad en la apertura y cierre de los tres polos del seccionador. • Indicación de posición: En el momento de ejecutar las operaciones de apertura y cierre a distancia se chequea la señalización de posición del seccionador (indicación de discordancia de posición dada en el tablero de mando). - Mando local: Se ejecutan operaciones de cierre y apertura de los seccionadores de línea con los pulsadores previstos para ello para el mando eléctrico y usando la palanca de accionamiento para el mando manual. Se verifica lo siguiente: • Ejecución normal de las operaciones efectuadas • Apertura y cierre uniforme de los tres polos • Señalización de discordancia de posición en el tablero de mando • Velocidad del movimiento de los brazos • Posiciones extremas de los brazos del seccionador. 5.3.2.2.- PRUEBAS AL SISTEMA DE ENCLAVAMIENTO Las pruebas del sistema de enclavamiento consisten en verificar la secuencia de operación previstas para el tramo de salida de línea y el tramo de tramo de transferencia.

Es imprescindible conocer anticipadamente al momento de realizar las pruebas, las secuencias de operación para abrir y cerrar el tramo de salida de línea, así como también del tramo de transferencia. 5.3.2.2.1.- PRUEBAS DE ENCLAVAMIENTOS DEL TRAMO DE LA SALIDA DE LÍNEA Se realizan las pruebas funcionales necesarias para determinar el correcto funcionamiento del sistema de enclavamiento del tramo de salida de línea. Para ello se realizan operaciones incorrectas de apertura y cierre de los diferentes equipos de maniobra, verificando que estas operaciones no se realicen, las mismas se ejecutan de acuerdo a la secuencia de operaciones para cerrar o abrir el tramo de salida simple. Las pruebas se realizan de la siguiente manera: - Se prueban las secuencias para el cierre del tramo de salida de línea: • Con la cuchilla de puesta a tierra cerrada y el resto de los equipos de maniobra abiertos, dar una orden de apertura desde el mando a distancia al seccionador de barra, seccionador de línea, verificar que ninguna de estas operaciones fue ejecutada. • Abrir la cuchilla de puesta a tierra, después de ejecutar esta operación, dar una orden de cierre al seccionador de barra y al disyuntor de transferencia; se verifica que estas operaciones no fueron efectuadas. Dar una orden de cierre al seccionador de línea y verificar que sea ejecutada la operación antes mencionada.

• Con seccionador de barra cerrado dar una orden de cierre al disyuntor y verificar que no se ejecuta dicha operación. Dar una orden de cierre al seccionador de línea; el cual debe cerrar. • Con el seccionador de línea cerrado, dar una orden de cierre a la cuchilla de puesta a tierra y verificar que ésta no ejecute tal operación. Dar una orden de cierre desde el mando a distancia al disyuntor, verificar que se realice esta operación. - Se prueba el sistema de enclavamiento para la apertura del tramo de salida de línea: • Con el disyuntor, los seccionadores de línea y tierra en posición cerrado; y la cuchilla de puesta a tierra en posición abierto, dar una orden de cierre a la cuchilla de puesta a tierra, verificar que la cuchilla quede en su posición original. Dar una orden de apertura a los seccionadores de barra y línea y verificar que no se ejecuta dicha operación. Se comprueba que el disyuntor abra al recibir una orden de apertura. • Una vez el disyuntor abierto, dar una orden de apertura al seccionador de barra y verificar que no se realiza dicha operación. Se produce una orden de apertura al seccionador de línea para comprobar que la acción se cumple. • Con el disyuntor del tramo y el seccionador de línea en posición abierto, verificar que el seccionador de barra se abra al recibir una orden de apertura.

• Dar una orden de cierre a la cuchilla de puesta a tierra y comprobar que sea ejecutada dicha operación. Una vez realizadas estas operaciones, cumpliéndose del modo indicado los enclavamientos previstos para los tramos de salida de línea, se ha probado el correcto funcionamiento del sistema de enclavamiento de los diferentes equipos de maniobra para el cierre del tramo de la salida de línea. Estas pruebas se realizan del mismo modo para las líneas en 230 KV como en 115KV. 5.3.2.2.2.- PRUEBAS DE ENCLAVAMIENTOS DEL TRAMO DE LÍNEA CON LA TRANSFERENCIA Se verifican las secuencias de operación de los equipos de maniobra entre el tramo de línea y el de transferencia, ejecutando las siguientes operaciones: - Se prueba el sistema de enclavamiento para transferir el tramo de línea: • Con el disyuntor del tramo de transferencia cerrado, dar una orden de cierre al seccionador de transferencia del tramo de salida de línea y verificar que no se ejecute ésta operación. • Con la cuchilla de puesta a tierra cerrada, dar una orden de cierre al seccionador de transferencia, comprobar que esta acción no es realizada. • Comprobar que el seccionador de transferencia cierra al estar abierto el tramo de transferencia.

• Una vez la salida de línea esté transferida (seccionador de transferencia,

disyuntores

y

seccionadores

del

tramo

de

transferencia cerrados), verificar que no cierre ninguno de los seccionadores de transferencia de los tramos de salida de línea restantes. - Prueba del sistema de enclavamiento para normalizar un tramo: • Con el seccionador de transferencia del tramo transferido, el disyuntor y seccionadores del tramo de transferencia en posición cerrados, dar un orden de apertura al seccionador de transferencia, comprobar que el seccionador permanezca en posición cerrado. Dar una orden de apertura a los seccionadores de barra y línea del tramo de transferencia y verificar que estas operaciones no se llevan a cabo. Verificar el funcionamiento de los enclavamientos previstos para los seccionadores desde los distintos tipos de mando. En la Subestación MACARO las llaves para el enclavamiento no estaban instaladas al momento de realizar las pruebas, por lo que estas pruebas fueron ejecutadas en su totalidad desde el mando a distancia.

5.4..- TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC) 5.4.1.- INSPECCIÓN

Antes del comienzo de las pruebas se realizará una inspección ocular para verificar que el transformador de corriente está en buen estado y que las condiciones generales del mismo son las adecuadas: - Chequeo del estado de los aisladores. - Comprobación del nivel de aceite. - Chequeo de que no existen fugas de aceite. - Verificación de las conexiones a la red de tierra. - Chequear que las conexiones de baja tensión son adecuadas. - Verificación del alambrado y conexionado interno del equipo. - Verificación del conexionado externo del equipo (Alta Tensión o Primario) 5.4.2.- PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE: Las pruebas a las cuales se deben someter los transformadores de corriente para la verificación de su funcionamiento y determinación de sus características eléctricas son las siguientes: 1.- Prueba de aceite. 2.- Factor de potencia del aislamiento. 3.- Verificar la relación de transformación. 4.- Verificar la polaridad del Transformador de Corriente. 5.- Verificación del alambrado y conexionado interno del equipo. 6.- Realizar inspección visual del aspecto exterior. 7.- Medición de la capacidad de los núcleos a intensidad nominal. 5.4.2.1.- INYECCIÓN PRIMARIA DE CORRIENTE:

Para la realización de la inyección primaria de corriente se hace circular corriente por el primario del transformador. La corriente se obtiene por medio de un inyector de corriente trifásico, ésta es una fuente de baja tensión (220 V CA.) y de alta corriente. Durante las pruebas suministramos la corriente del primario a su valor nominal (500 Amp) u otros. El inyector de corriente es alimentado con 220 V CA., esta tensión es tomada mediante la utilización del Variac de los servicios auxiliares en el armario de repartición, que tienen una tensión de 440 V y estos a su vez se alimentan de un transformador seco (440 V) que viene del terciario del transformador de potencia (13.8 KV). Durante las inyecciones se pueden obtener hasta 250 Amp conectándose entre fase y neutro de la fuente de corriente, y para llegar hasta los 500 Amp es necesario conectarse entre fase y fase. Es necesario conocer el ángulo entre la corriente y la tensión inyectadas antes de realizar las inyecciones. El inyector que se utiliza en MACARO para las pruebas tiene un desfasaje de 34º aproximadamente entre la tensión que lo alimenta y la corriente de salida, como se muestra en la figura 5.3. V entrada al inyector 34º

I salida del inyector Figura 5.3 Diagrama del desfasaje proveniente del inyector de corriente. Mediante las pruebas se comprueba lo siguiente:

- La Polaridad del transformador de corriente. - Relación de transformación entre los devanados de alta y baja de los Transformadores de Corriente, a fin de verificar que concuerda con los valores de placa del mismo. - Medición de la carga (VA) o potencia de precisión. - Verificar los caminos de corriente del cableado secundario. - Verificar la correspondencia de los núcleos; esto es que cada núcleo alimente al equipo correspondiente según planos. - Verificar el funcionamiento de una parte del sistema de protección, los circuitos de corriente de las protecciones y de la medición. Antes de proceder con la inyección primaria de corriente hay que prever de no intervenir con el esquema de protecciones que involucran circuitos de corriente (Casos Protección de Barras y Protección Falla Interruptor), ya la Subestación está energizada y otros tramos se encuentran en servicio y se corre el riesgo de hacer actuar las mismas. Es por ello que a nivel de borneras se cortocircuitan los circuitos de corriente que alimentan las protecciones del tramo en prueba y las protecciones de respaldo del mismo, a fin de evitar la actuación de las mismas, además de evitar que se originen sobretensiones en el secundario del transformador de corriente. Las protecciones de respaldo son aquellas protecciones asociadas al sistema que actúan ante fallas ocurridas en el mismo, entre ellas están la protección falla interruptor y la protección diferencial de barras. La protección diferencial de barras es como su nombre lo indica, una protección diferencial, la cual actúa con cambios de dirección de la corriente, su principio de operación se basa en el hecho que durante fallas a tierra todas las corrientes contribuyen a ésta cambiando algunas de dirección. La protección contra

falla interruptor actúa al no realizarse el disparo de algún interruptor asociado a la línea desde una Subestación remota. De este modo al aislar dichas protecciones aseguramos que no actúen y al dispararse sacar fuera de servicio una o más líneas. Para ello se cortocircuitan las protecciones del tramo en cuestión: - Protección Primaria, correspondiente al núcleo 1. - Protección secundaria, correspondiente al núcleo 2. - Protección diferencial de barra, correspondiente al núcleo 3. - TBC: Tablero de medición (amperimétrica, registradores de eventos, contadores, correspondiente al núcleo 4. 5.4.2.2.- VERIFICACIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Esta prueba tiene como objeto verificar la relación de transformación, de forma tal de garantizar con exactitud que la corriente secundaria con que se alimentan los equipos de protección, medición y control sean un reflejo de la corriente primaria. La relación debe ser igual a los valores de placa del mismo. Para la realización de ésta prueba se procede del siguiente modo: 1.- Se verifica que las conexiones de los arrollamientos secundarios del transformador estén de acuerdo con la relación de transformación destinada para él. Antes de proceder a realizar la inyección se deberá verificar que las cargas a los circuitos secundarios de corriente del transformador, estén conectados a éstos y que los núcleos no utilizados estén perfectamente cortocircuitados.

2.- Se realiza la inyección primaria de corriente a una fase del transformador de corriente. 3.- Se miden las corrientes respectivas al primario y a cada uno de los secundarios del transformador. Se realizan varias mediciones para diferentes valores de la corriente que se inyecta. Por ejemplo, se inyecta la corriente nominal y la mitad de la corriente nominal. Se realizan las mediciones correspondientes a las otras dos fases del transformador de corriente. La precisión de esta prueba de campo no es del 0.01% como puede hacerse en laboratorios. 5.4.2.3.- MEDICIÓN DE LA CARGA CONECTADA Y VERIFICACIÓN DEL CABLEADO SECUNDARIO Esta prueba viene a ser un complemento de la prueba de medición de la relación de transformación, y se hace luego de aplicar una corriente nominal al transformador de corriente. Para esta prueba se verifica la carga conectada al transformador a la intensidad nominal, así tenemos la potencia de cada secundario midiendo la corriente y la tensión en cada uno de los secundarios del transformador. El procedimiento de esta prueba consiste en verificar que todos los secundarios tengan conectados sus cargas reales tales como relés, contadores,

amperímetros, etc.; midiéndose de esta forma la corriente que circule por cada uno de los secundarios, la cuál deberá ser reflejo de la corriente primaria según la relación, y midiéndose a su vez la tensión en bornes de cada uno de estos secundarios. El valor resultante del producto de la tensión y corriente medida, deberá ser menor o igual, al valor de VA suministrado en placa de cada secundario. Para la realización de la prueba se procede de la siguiente forma: 1.- Se realiza inyección primaria de corriente igual a su valor nominal a una fase del transformador. 2.- Se miden los valores de corriente y tensión a cada uno de los secundarios, directamente en los terminales del transformador. 3.- Se verifica que la corriente en todos los circuitos secundarios que corresponden a la medición y protección esté presente y sea del valor nominal correspondiente al secundario. 4.- Se multiplica el valor de la corriente y tensión para cada secundario y se verifica que este valor sea menor de los VA de placa. 5.4.2.4.- IDENTIFICACIÓN DE LOS NÚCLEOS Inyectando 250 Amp en la fase R del primario del transformador de corriente, se hace un cortocircuito en cada uno de los núcleos, uno por vez; para verificar la correspondencia de los núcleos con los diferentes equipos a los cuales

alimenta y se procede a realizar la medición de corriente que debe estar circulante solo por el equipo correspondiente. Los núcleos debidamente deben alimentar a los equipos como sigue para los tramos de línea de Caña de Azúcar 230 KV: Núcleo 1: Protección Primaria Núcleo 2: Protección Secundaria, Oscilo, Falla interruptor. Núcleo 3: Protección de barra. Núcleo 4: Medición. Procediendo de este modo, si un núcleo esta alimentando una protección dada, es posible medir 0.5 Amp antes de cortocircuitar, siendo esta la justa medida ya que la relación de transformación es de 500:1 y al inyectar la mitad de la corriente nominal tendremos un valor de 0.5 Amp circulante por el circuito secundario. Una vez cortocircuitado dicho núcleo no debe haber paso de corriente y con ello tampoco medición de corriente. Se prosigue entonces de este modo: - Al cortocircuitar el núcleo 1 no hay medición en la protección primaria (en la fase correspondiente a la inyección). - Cuando se cortocircuita el núcleo 2 la corriente que llega a la protección secundaria debe llegar a cero. - Al cortocircuitar el núcleo 3 deja de haber medición en la protección diferencial de barras. - Se cortocircuita el núcleo 4 que alimenta la medición y en el tablero de medición no llega corriente.

Así, se verifica que en realidad los secundarios del transformador de corriente estén alimentando al equipo que le corresponde según los planos. Se procede a inyectar corriente en la fase S y T del transformador de corriente, e igualmente se hace un puente en los diferentes núcleos, en forma individual, y se verifica la correspondencia de estos con los circuitos que alimentan. Se realizan también inyecciones secundarias de tensión en los diferentes tramos para verificar los caminos de tensión siguiendo la continuidad desde los transformadores de potencial hasta los puntos que alimentan las protecciones primarias, secundarias y el resto del conexionado desde los transformadores de potencial. Estas inyecciones se realizan desde el armario de repartición hacia la sala de mando donde se encuentran las protecciones. 5.4.2.5.- PRUEBAS DE DIRECCIONALIDAD Esta prueba viene a ser un complemento de la prueba de inyección de corriente primaria. La finalidad de la prueba es la de verificar que los puntos de polaridad correspondan con los indicados en la placa característica. El método de esta prueba consiste en realizar una inyección de corriente primaria e inyecciones secundarias de tensión, para verificar por medio de un medidor de ángulo, el ángulo entre el valor de tensión secundaria y la salida secundaria de corriente. Se comprueba que al cambiar de polaridad en el primario del transformador (dirección de corriente), la polaridad en el secundario se invierte 180º.

Para realizar la prueba se alimenta el medidor de ángulo desde el panel de protección (en las borneras de las protecciones de distancia) con la corriente proveniente del transformador de corriente y la tensión de los transformadores de potencial (tensión vs corriente). Las conexiones se realizan según el esquema de conexión mostrado en la figura 5.4. Borneras de tensión

V

I

Borneras de corriente 1

Medidor de ángulo.

2 3 4

Transformador Secundarios de tensión Transformador de corriente Figura 5.4 Conexión del medidor de ángulo. Se realiza inyección primaria de corriente e inyección secundaria de tensión y se realizan las mediciones del ángulo de desfasaje. La conexión se realiza tomando la corriente secundaria del núcleo 1 que va a la protección de distancia primaria y no se toman mediciones de los otros secundarios ya que el sentido de la corriente es el mismo para los cuatro núcleos.

Es necesario tomar como valor de referencia primario la tensión de alimentación del inyector de corriente, la cuál tiene un ángulo de desfasaje de 34º aproximadamente con respecto a la corriente de salida primaria. Conociendo este ángulo se sabe en que dirección se inyecta (hacia línea o hacia barra). Se determina la direccionalidad de la corriente inyectando hacia línea y luego se cambia la polaridad inyectando entonces hacia barra. Como los valores de corriente de las inyecciones no alteran la medición, durante la prueba no es necesario que dicha inyección sea de la intensidad nominal, sino valores entre 250 Amp y 100 Amp. Se conecta el medidor de ángulo en la protección primaria, tomando la corriente y tensión de la fase correspondiente como señales que alimentan al mismo. Se inyecta hacia línea y luego hacia barra, realizando las mediciones correspondientes y eliminando la inyección una vez hechas cada una de ellas. Las mismas mediciones deben ser hechas conectados en la protección secundaria. Para realizar la inyección hacia línea y hacia barra es necesario cambiar la dirección de la corriente, para ello solo es necesario una vez que se interrumpe la corriente, invertir la alimentación de la fuente; es decir, si la fuente para realizar la inyección hacia línea, alimenta conectado fase - neutro, invertimos dicha polaridad conectándonos neutro - fase para la misma carga conectada (polo del transformador de corriente). Durante las pruebas para verificar la polaridad de los transformadores de corriente, se prueban las protecciones de distancia del tramo de salida de línea. Con ello se logra también verificar la actuación y señalización de los relés de distancia

(realizando la medición en la fase correspondiente a la inyección) con la inyección hacia adelante y hacia atrás. 5.4.2.5.1.- INTERPRETACION DE LOS RESULTADOS Si al inyectar hacia barra el ángulo difiere mucho del valor del desfasaje proveniente del inyector de corriente, se procede a revisar las conexiones de los secundarios del transformador, ya que esto indicaría que existe una inversión en la polaridad. Dados los resultados obtenidos en las pruebas de direccionalidad de corriente se observa que al inyectar hacia línea los ángulos en los diferentes polos son aproximadamente igual y que la inyección hacia barra desfasa 180º con respecto a la de línea. Se puede concluir que la polaridad del transformador de corriente es correcta cuando todas las corrientes tienen el mismo sentido cuando se inyecta hacia línea y cambian de sentido cuando se inyecta hacia barra. Debido a que la configuración de los tramos de línea en 230 KV tienen un transformador de potencial en cada fase en la sección de la barra principal y en cada fase de las salidas de líneas y estas se encuentran fuera de servicio, no hay referencia de tensión de los transformadores de potencial; entonces la referencia de tensión se tomó de los servicios auxiliares, ésta tensión está en fase con la tensión que alimenta al inyector de corriente. Al resultar un ángulo de 34º cuando se inyecta hacia línea, el desfase es producto del propio inyector de corriente. Cuando difieren los ángulos de los diferentes polos en Caña de Azúcar I al inyectar hacia línea es debido a que al inyectar los polos S y T no se tomaron las corrientes de los polos S y T respectivas del inyector, sino que se continuo con la inyección conectados a la fase R del inyector. Por ello existe un defasaje de 120º

entre las fases R, S y T al inyectar hacia línea y también hacia barra en Caña de Azúcar I. En cada salida de línea en 115 KV, está instalado un transformador de tensión capacitivo en una fase y conectados a la barra de 115 KV la cual esta tensionada y permite dar la referencia de tensión a todas las líneas aunque estén fuera de servicio. La tensión de los servicios auxiliares está en atraso 270º con respecto a l a tensión de barra en 115 KV debidos a la conexión del transformador de potencia, ésta tensión está en fase con la tensión de barra en 230 KV. Así, la tensión de barra en 230 KV está en fase con la tensión de barra en 115 KV. Para las líneas en 115 KV de San Jacinto I y II propiamente, ambas se encuentran fuera de servicio pero tienen la referencia de tensión de la barra. Durante las pruebas la tensión tomada como referencia para la medición viene directamente de la tensión del secundario del TP y

se toma la referencia de

corriente del TC al cual se le realiza la inyección primaria de corriente. De este modo no se obtiene para los casos en 115 KV una tensión en adelanto 34º con respecto a la corriente (proveniente del inyector) ya que aunado a esto se encuentra el desfasaje de 270º como consecuencia de la conexión del transformador de potencia; así se obtiene un ángulo de 300º aproximadamente como referencia durante la medición en las pruebas de direccionalidad con inyección primaria de corriente en 115 KV. 5.4.2.6.- AISLAMIENTO

Con la realización de esta prueba se verifica el aislamiento de todas aquellas partes del transformador que van a estar en tensión , el aislamiento entre los devanados de alta tensión entre sí, de los devanados de baja tensión y entre los devanados de alta y da baja tensión. Antes de proceder a realizar las pruebas de medición de aislamiento, se debe desconectar todas aquellas conexiones de alta y baja tensión, así como las conexiones a tierras, de manera que los valores obtenidos durante las pruebas no sean alterados por estos factores. Esta prueba puede ser dividida en dos tipos: - La prueba de medición de resistencia de aislamiento mediante un equipo de prueba con método DC. - La prueba de medición de capacidad de aislamiento y factor de potencia con método AC. La alta tensión D.C. es aplicada para evaluar la condición de aislamiento, pero esta prueba no es recomendable para transformadores mayores de 34.5 KV. Para este caso se recomienda usar las pruebas de alto potencial A.C. Para las pruebas de aceptación que se desarrollan en la Subestación MACARO en los equipos en 230 y 115 KV. solo se aplicarán las pruebas de factor de potencia con el equipo DOBLE, ya que las mismas permiten determinar el estado del aislamiento del transformador con tensiones de prueba de 10 KV. C.A. midiendo la corriente y la potencia activa de pérdidas dieléctricas a una frecuencia de 60 Hz. 5.4.2.6.1.- PRUEBA DE MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA

El método de factor de potencia es muy recomendable para detectar humedad y otras contaminaciones que producen pérdidas en los devanados de los transformadores. Con el objeto de obtener buenos resultados referenciales se debe asegurar que las superficies del aislante este totalmente limpia y seca, antes del inicio de la misma, y que las condiciones ambientales sean adecuadas: el sol haya comenzado a calentar y haya bajado el grado de humedad en el ambiente. El fundamento básico de esta prueba consiste en medir las pérdidas en vatios y miliamperios de modo de obtener la relación entre la potencia de pérdida activa y la potencia de pérdida reactiva, que es la tangente del ángulo de pérdida dieléctrica (tan δ). El ángulo δ tiene una relación directa con la pérdida de aislamiento de un material, por lo que a mayor ángulo de pérdidas mayores serán las pérdidas dieléctricas. Los valores obtenidos en estas pruebas pueden ser alterados por parámetros externos como humedad, contaminación, corrientes electroestáticas, etc. 5.4.2.6.1.1.- PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA Esta prueba se realiza para medir la capacidad de aislamiento entre los diferentes arrollados a tierra y entre estos y medición del factor de potencia con fugas en mW, mA ó mVA. La realización de esta prueba consiste en aplicar entre los devanados del transformador, una tensión de 10 KV. AC; realizando mediciones simultáneas de fugas y factor de potencia.

Antes de iniciar las pruebas, se debe desconectar completamente el transformador de corriente, tanto las conexiones de alta tensión como las cargas secundarias conectadas. Dado el diagrama dieléctrico equivalente del transformador de corriente mostrado en la figura 5.6, se establece el procedimiento y las conexiones para la realización de las pruebas del transformador. P1

P2

Primario Pantalla Primaria

C P CS

S1

Pantalla Secundaria (aterramiento)

S2

Secundario

Fig. 5.6 Esquema dieléctrico equivalente del T.C. El procedimiento a seguir para realizar las conexiones del equipo de prueba al transformador se efectúan del siguiente modo: - Se aisla el transformador de la red de alta tensión. - Se desconectan los neutros de cada devanado de tierra. - Se cortocircuita los terminales correspondientes a los devanados de alta tensión. - Se conecta el cable de prueba de alta tensión en la salida de alta tensión del transformador. - Se aterra la carcaza - Se cortocircuitan y se llevan a tierra los arrollados de baja tensión.

La conexión de la prueba de factor de potencia al transformador de corriente se representa mediante el esquema mostrado a continuación:

P1

P2

S1,S 2

Equipo de medición

Figura 5.7 Conexión de prueba de aislamiento A efectos de obtener los parámetros que componen el esquema dieléctrico equivalente se recomienda efectuar los siguientes procedimientos de pruebas: Prueba 1

KV 10

2

10

Energizado Aterrado P1-P2 S1-S2 P1-P2

Guardado ---

LV Switch GST

Medida Cp

S1-S2

Ground GST Guard

C

--Tabla 5.2

Donde C representa la capacitancia equivalente a Cp en paralelo con Cs.

Cp

Cs

Cp

Cs

Equipo de medición de Fp.

Prueba Nº 1: GST Ground

Equipo de medición de Fp.

Prueba Nº 2: GST Guard

Fig. 5.8 Esquema de conexión para las pruebas 1 y 2. Las mediciones se realizan con el equipo DOBLE para medir factor de potencia. Se evalúan los resultados obtenidos de factor de potencia y capacitancia. Debido a que dichos valores varían según el fabricante y tipo de transformador de corriente, necesariamente se comparan los valores medidos con resultados obtenidos en pruebas anteriores a equipos similares. Para ello se dispone de la información estadística basada en las pruebas de aislamiento a un número determinado de transformadores de corriente de diferentes marcas y tipos, realizadas anteriormente por la firma DOBLE y por el Departamento de Pruebas de CADAFE. De acuerdo a las tablas de información estadística mencionadas anteriormente, se espera que el factor de potencia no sea mayor del 1% para corroborar que el equipo posee un aislamiento bueno. Para otros resultados mayores se cataloga como marginal o malo. Principalmente se evalúa el factor de potencia, ya que está permitido un incremento máximo del 100% durante su vida útil.

Debido a que el factor de potencia del devanado del transformador, así como la del aceite, varía con la temperatura, es importante que los resultados de las

pruebas del factor de potencia sean ajustados a una base común para propósitos comparativos, la cual comúnmente es de 20 ºC. Para ello se dispone de las tablas dadas por la firma DOBLE para transformadores en aceite “ Oil and Oil-Filled Power Transformers”, las cuales suministran un multiplicador apropiado para distintas temperaturas del aceite durante las pruebas, o en dado caso que la temperatura del aceite se desconozca se usa la temperatura del aire. Después que se han efectuado las pruebas se deben analizar las mediciones obtenidas, ya que en caso de tener valores superiores al límite o valor máximo del factor de potencia permitido, se deben determinar las causas. 5.4.2.6.2.- MEDICIÓN DE LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE Una de las causas de un alto factor de potencia puede ser que el aceite del transformador contenga agua, esté oxidado, tenga sedimentos y entonces se hará necesario tratarlo o cambiarlo, debido a ello también se ejecutan pruebas de aislamiento al aceite del transformador para verificar las condiciones óptimas del equipo. Se corroboran las características esenciales del aceite aislante en los transformadores de medida, para evitar severas consecuencias como las descargas disruptivas a través del aislante al no haber determinado el estado del mismo antes de poner en servicio el equipo. La prueba realizada para estos fines es la prueba de rigidez dieléctrica, la cual está divida en dos tipos de pruebas, la perforación del dieléctrico y la medición del factor de potencia.

Para efectuarse cualquiera de las pruebas mencionadas, se debe tomar una muestra del aceite del transformador, depositándola en envases especiales que poseen los diferentes equipos de prueba y dejándolo reposar unos tres (3) minutos antes de comenzar con dichas pruebas. La prueba de perforación al dieléctrico consiste en aplicar a la muestra de aceite una vez contenida en el recipiente y reposado de dos a tres minutos, una tensión alterna con incrementos en la misma a una velocidad subida de 3000 V/seg. a través de unos electrodos planos contenidos en el recipiente dentro de la muestra de aceite. A medida que el valor de la tensión se incrementa, se debilita el aislamiento hasta que llega al límite de perforación, obteniendo así el valor de la tensión de ruptura. También se deben enviar muestras del aceite del transformador al laboratorio, a fin de determinar el estado del aceite del equipo bajo prueba y encontrar la concentración de gases disueltos en el aceite y compararlos con los parámetros normales del equipo bajo pruebas. Un aceite que muestre baja rigidez no es apropiado para su uso en el transformador, por lo que será necesario someterlo a un proceso de filtrado para eliminar humedad e impurezas. 5.5.- TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP) Las pruebas de aceptación a que se someten los transformadores de tensión son las siguientes:

1.- Inspección visual. 2.- Prueba de aceite. 3.- Resistencia de aislamiento. 4.- Factor de Potencia de aislamiento. 5.- Verificación de polaridad y relación de transformación. 6.- Verificación del alambrado y conexionado interno del equipo. 7.- Medición de los V.A. de carga a corriente nominal. 5.5.1.- INSPECCIÓN VISUAL La inspección visual consiste en verificar lo siguiente: - Chequeo del buen estado de los aisladores, que la porcelana soporte se encuentre limpia y pulida y libre de rotura, astillamiento o raspadura. - Comprobación del correcto nivel de aceite. - Chequeo de que no existen escapes de aceite. - Chequeo que las conexiones a tierra es la correcta. - Chequeo que sean correctas las conexiones en baja tensión. - Chequeo de que los secundarios no utilizados tengan los bornes en circuito abierto. - Verificar que la estructura soporte se encuentre libre de sucio, esté totalmente pintada o galvanizada y sin ninguna parte oxidada. - Chequeo del buen estado de la caja de terminales. 5.5.2.- VERIFICACIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN El objeto de esta prueba es el de verificar la exacta relación de transformación, la cual debe coincidir con los datos de la placa característica. Esta

relación debe ser tal, que garantice que la exactitud de la tensión secundaria con la cual se alimentan los equipos de protección, medición y control sea un reflejo de la tensión en servicio de alta tensión. Se verifica la relación de transformación fase por fase del transformador. El procedimiento para realizar dicha prueba consiste en aplicar inyección primaria de tensión a través de un transformador patrón de alta tensión, con el que inyectamos una tensión de 34.5 KV a los transformadores de tensión en prueba con niveles de 230 y 115 KV. Antes de realizar la inyección se ubican en el armario de repartición del patio los puntos correspondientes de llegada de los transformadores de tensión y se deben desconectar las cargas de los circuitos secundarios de tensión del transformador. El trans formado r patrón tiene una relación de trans formació n d e 110 V/ 34500 V. Este se alimenta con una tensión de 110 V, alimentando a su vez al transformador de tensión a probar con una tensión de 34500 V. La conexión se realiza mediante el esquema mostrado en la figura 5.9.

110:34500

V V

Variac

Transformador patrón

Transformador en prueba

Figura 5.9 Conexión para realizar inyección primaria de tensión. Se deben realizar por lo menos dos inyecciones con valores diferentes de tensión, es decir, se inyecta la mitad de la tensión (17250 V) y luego se inyecta la tensión completa (34500 V). Para cada una de las inyecciones se hacen las mediciones de tensión en cada secundario del transformador de tensión en prueba y del lado de baja del inyector patrón, tomando el valor de tensión primaria de la relación del inyector primario de tensión. Se mide también la tensión en los puntos de llegada al armario de repartición del transformador (previamente ubicados) para verificar el cableado secundario desde los transformadores de tensión hasta el armario de repartición, los puntos de llegada deben coincidir con los indicados en los planos. Se verifica que ésta tensión sea igual a la tensión medida en los bornes de baja tensión del transformador en prueba. El cableado desde el armario de repartición hasta los tableros de protecciones, medición y contadores serán probados después mediante inyección secundaria de tensión. Se verifica si la relación de transformación es correcta, se debe medir al inyectar 110 V al transformador patrón, una tensión secundaria del transformador en prueba de 15 V para los transformadores de tensión de 230000/110 V, cumpliéndose la siguiente igualdad:

Vsec.T.T. = (Vsec.T.P. x KT.P.) / KT.T. Donde: Vsec.T.T. = Tensión medida en los secundarios del transformador de tensión en prueba. Vsec.T.P. = Tensión secundaria del transformador de tensión patrón. KT.P. = Relación de transformación del transformador patrón. KT.T. = Relación de transformación del transformador de tensión en prueba. Esta medición tiene el inconveniente de que involucra la relación de transformación del transformador patrón, trayendo como consecuencia un incremento del error en cuanto a la medición de la relación de transformación del transformador en prueba, ya que se asume que la tensión que se inyecta (salida del transformador patrón) es una tensión de 34500 V al alimentar al transformador con 110 V, sin tener posibilidad de realizar esta medición. Otro de los problemas que se pueden presentar es el de sobrecarga del transformador patrón, esto se debe que al estar alimentando al transformador de tensión capacitivo que representa prácticamente un circuito abierto, la corriente magnetizante sobrepasa la corriente máxima de diseño del devanado de baja tensión, al estar alimentando este transformador por el lado de baja tensión (sentido inverso al cual están diseñados). 5.5.3.- VERIFICACIÓN DE LA POLARIDAD

Estas pruebas se realizan para verificar que los puntos de polaridad correspondan con los indicados en la placa característica. Así, es posible determinar como están devanadas las bobinas del transformador de tensión monofásicos. Los terminales del lado de alto voltaje se identifican como H1 y H2, con H1 ubicado del lado izquierdo. Si se quedan los terminales de baja como X1 y X2 de derecha a izquierda, se dice que tiene polaridad aditiva, y si H1 y X1 quedan del lado izquierdo, tiene polaridad sustractiva. Esto se ilustra en la figura 5.10.

H1

H2

X2

X1

Polaridad

Polaridad

aditiva

sustractiva

H1

H2

X1

X2

Fig. 5.10 Nomenclatura de polaridad de acuerdo al orden de colocación de los terminales. El método de prueba aplicado para verificar la polaridad se conoce como descarga inductiva o golpe inductivo, consiste en aplicar corriente directa al devanado de alta tensión y por un voltímetro de C.D. determinar la polaridad de la tensión aplicada, de forma tal que la aguja se desvía hacia la región positiva de la carátula, como se muestra en la figura 5.11. Posteriormente, sin suspender la corriente directa aplicada, se conecta el voltímetro al los terminales de baja tensión, luego se suspende bruscamente la corriente directa y se observa la deflección momentánea de la aguja del voltímetro debida a la descarga inductiva ( se induce momentáneamente el devanado de bajo voltaje), como se muestra en la figura 5.12.

Switch

Fuente de corriente directa

H1

H2

X2

X1

Voltímetro Fig. 5.11 Esquema de conexión en la prueba de polaridad con fuente D.C.

Fuente de corriente directa

H1

H2

X2

X1

Polaridad Sustractiva

Polaridad aditiva

Voltímetro Fig. 5.12 Esquema de circuito y observación de la desviación de aguja en la prueba de polaridad con fuente D.C. De acuerdo a la polaridad resultante ( polaridad positiva si hubo deflexión positiva y polaridad negativa si hubo deflexión negativa), se verifica si los terminales están debidamente identificados. 5.5.4.- VERIFICACIÓN DEL CABLEADO SECUNDARIO Y DE LA POTENCIA Se realiza una inyección secundaria a tensión nominal a los bornes secundarios del transformador de tensión una vez desconectados los mismos, ya que de otro modo al aplicar la tensión directamente a los bornes del transformador lo ponemos como elevador, obteniendo

230

3

KV en el primario, y esto es

contraproducente ya que la Subestación está energizada. El objeto de esta prueba es de verificar el cableado secundario desde el transformador de tensión hasta los diferentes equipos de medición y de protección, además de realizar la medición de la carga conectada. Para ello se miden los valores de tensión en cada uno de los borneras y equipos que reciben las señales de los transformadores en prueba y luego se comparan con los datos de placa. Como el cableado fue probado desde los transformadores de tensión hasta el armario de repartición cuando se realizó la inyección primaria de tensión, la inyección de tensión secundaria puede realizarse directamente en estos puntos, verificando la continuidad del cableado hasta los equipos que alimenta el

transformador en la sala de mando, sin necesidad de desconectar los bornes del transformador de tensión. Para medir la carga de los transformadores de tensión, se debe tener conectada la carga de los equipos de medición, de protección, etc. Se mide la corriente secundaria para la fase que se está inyectando y se anota este valor. Con la tensión secundaria se obtienen los V.A. y se comparan con los datos de placa. 5.5.5.- ACEITE AISLANTE Las pruebas aplicadas al aceite aislante se hacen en la misma forma que en el punto 5.4.2.6.2, donde se explica el procedimiento a seguir en las pruebas de rigidez dieléctrica del aceite. Para estas pruebas se toma una muestra del aceite del transformador de tensión, después de dos o tres minutos de haber llenado el recipiente, se comienza a aplicar la tensión, incrementándola a razón de 3 KV/segundo hasta que ocurra la ruptura. La ruptura se caracteriza por una descarga continua entre los electrodos. Una vez determinada la ruptura. Si el valor de la prueba no está por debajo del valor de aceptación, el aceite se considera bueno. 5.5.6.- MEDICIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO Esta prueba permite medir la capacitancia del transformador en cuestión. la capacidad es una función de la relación geométrica entre los devanados y entre los

devanados y núcleo de carcaza. Un cambio en la capacitancia puede denotar que un desplazamiento de los devanados ha ocurrido; puede suceder que un cortocircuito incremente la capacitancia entre los devanados y el núcleo. 5.5.6.1.- MODELO DIELÉCTRICO: Los transformadores de potencial capacitivos son usados para tomar la referencia de tensión de líneas energizadas; aunque dichos equipos están diseñados para operar correctamente durante su vida útil, pueden sufrir daños en el dieléctrico, los cuales pueden ser diagnosticados a tiempo, realizando pruebas de aislamientos. El modelo dieléctrico de un transformador capacitivo se muestra en la figura 5.13. Para el transformador de potencial Tipo: UHC 245 V. Aisl: 245/460/1050 KV. Frec: 60 HZ AN: 230000/3 Ia-In: 110/3 A

Barra o Línea A.T.

C1

I C2

M

a

N

n

Figura 5.13 Modelo circuital de transformador capacitivo. 5.5.6.2.- METODO DE ENSAYO Básicamente se toman lecturas de capacitancia y factor de potencia de la unidad capacitiva divisora de tensión y del transformador intermedio. No todos los transformadores presentan la misma configuración constructiva, es por esto que las conexiones para realizar las pruebas de aislamiento, difieren de acuerdo al tipo de transformador. Para probar los transformadores de tensión, se tiene especial consideración en las siguientes observaciones: - El transformador debe ser desenergizado y aislado completamente del sistema de potencia. - Debe tener correctamente la conexión a tierra, así también el equipo DOBLE debe estar aterrado. - Todos los terminales de los devanados, incluyendo los neutros son conectados juntos. El objeto de poner en cortocircuito cada devanado en sus aisladores terminales es eliminar algún efecto de la inductancia del devanado sobre las mediciones del aislamiento. Los neutros deben ser desconectados de tierra. - Poner a tierra el tanque del transformador. Durante las pruebas, los devanados que no estén sujetos a prueba se deben conectar a tierra.

El DOBLE recomienda aplicar un voltaje de prueba del factor de potencia del aislamiento de 10 KV en los transformadores con niveles de tensión mayores a 12 KV. Para el esquema dieléctrico equivalente del transformador de tensión capacitivo, el procedimiento de las pruebas está sujeto a los siguientes ensayos: Tensión 10 2 2 2

Energizado A I I I

Aterrado N

Guard ---

LV Switch GST

Medida C1//C2

--A ---

Ground UST GST Guard GST

C1 C2 C1+C2

N N A,N

Ground Tabla 5.3 Esta prueba consiste en tensionar con alterna los devanados del transformador, uno a la vez, a fin de medir el factor de potencia del aislamiento asociado a cada uno y compararlo con los valores esperados para el equipo en cuestión. 5.5.6.3.- INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS El valor de capacitancia medido no debe tener una desviación mayor del 2% con respecto al valor de la capacitancia de diseño indicada en la placa característica, y debe mantenerse constante durante su vida útil, según Normas CADAFE y firma DOBLE. No se dispone del porcentaje de incremento máximo permitido para el factor de potencia, sin embargo, en las tablas de datos estadísticos se puede apreciar

cierto rango en donde está comprendido el factor de potencia para cada tipo de transformador.

CONCLUSIONES Dando cumplimiento a los objetivos y concluyendo exitosamente las pruebas de aceptación realizadas a los diferentes equipos involucrados en los tramos de salidas de línea en la Subestación MACARO, es posible ratificar la importancia de dichas pruebas al testificar lo indispensable de su ejecución para poner en servicio cualquier Subestación, ya que de ellas depende el correcto funcionamiento de la misma y se garantiza el buen estado de los equipos involucrados en las instalaciones, así como su funcionalidad bajo cualquier condición de operación.

RECOMENDACIONES Para lograr realizar las pruebas de aceptación de un modo eficaz, se deben llevar a cabo cada una de las pruebas a los diferentes equipos basándose en los formatos de las planillas de verificaciones y pruebas, ya que a través de ellas es posible establecer las condiciones y características sin pasar por alto ningún detalle que se deba evaluar, mostrando los requisitos necesarios para ser llenados en cada caso particular y permitiendo seguir una metodología establecida con la cual referirse. Se recomienda hacer las pruebas siguiendo la metodología propia para cada una de ellas a fin de producir resultados más confiables. Las pruebas deben ser desarrolladas obedeciendo las instrucciones indicadas para la realización de las mismas y utilizando los equipos de medición adecuados para su ejecución. Se debe tener presente que el hecho de realizar las pruebas de recepción en una Subestación energizada, involucra ciertas medidas preventivas que condicionan la realización de las mismas, ya que se limita el desenvolvimiento durante su desarrollo por las posibles consecuencias que involucran la realización de éstas a los equipos sometidos a evaluación. Ciertamente los ensayos deben ser ejecutados bajo las medidas o precauciones necesarias referidas a cada prueba en particular, para evitar los posibles daños o consecuencias de las acciones tomadas en la realización de las pruebas; como la verificación de la ausencia de tensiones, utilizando para ello un voltímetro, verificación del debido aterramiento de los equipos, verificación de que los equipos de alta tensión estén debidamente desenergizados en caso de realizar las pruebas de aislamiento, etc.

Se debe tener presente que las tasas de fallas en los equipos eléctricos es mayor en su etapa inicial de funcionamiento y en su etapa de desgaste, por lo cual se recomienda que las frecuencias de pruebas sean mayor en estas dos etapas. Como la Subestación MACARO se encuentra en su primera etapa de funcionamiento, se recomienda realizar principalmente las pruebas de rutina en esta fase, y que la frecuencia con que se realicen dependa básicamente de los resultados obtenidos en el desarrollo de éstas. Para las pruebas de aislamiento normalmente no existe un valor dado por el fabricante como referencia, con lo que se imposibilita la comparación de los resultados obtenidos con datos del equipo y dado que los resultados varían de acuerdo al fabricante y los tipos de equipo en particular, no es posible establecer un valor límite para las mismas. Es por ello que los valores se comparan con los resultados obtenidos en pruebas anteriores a equipos semejantes. Se pueden realizar pruebas de aislamiento a los equipos nuevos siempre y cuando se disponga de valores referenciales del fabricante o datos estadísticos existentes de estos equipos o equipos similares, de lo contrario esta prueba no arrojaría resultados con los cuales se pueda basar una evaluación acertada y no servirían de punto de partida para el historial del equipo, a menos que los valores obtenidos sean verdaderamente bajos. Se recomienda hacer estadísticas de las pruebas de aislamiento que se realicen para tomar los resultados como valores de referencia, entre los límites obtenidos, como una base para futuras pruebas. Se sugiere anexar los resultados de las pruebas realizadas en la Subestación MACARO a los tramos de línea de Caña de Azúcar y San Jacinto, así como también los resultados obtenidos en el resto de los tramos de salida de línea a las tablas de información estadística basadas en

pruebas realizadas por CADAFE y por la firma DOBLE a los distintos equipos, para alcanzar una base más confiable de los límites obtenidos de factor de potencia resultado de un mayor número de equipos. Se recomienda crear un registro o historial a cada equipo en particular, a fin de determinar la variación de los parámetros del mismo durante su vida útil. Es importante destacar que el presente trabajo sirve de punto focal en el adiestramiento del personal encargado de los trabajos involucrados con pruebas, como el personal de mantenimiento, y sirve como instrumento en el desarrollo de programas operacionales y de mantenimiento, ya que muchas de pruebas desarrolladas en la recepción de equipos son igualmente realizadas en las pruebas de rutina.

BIBLIOGRAFÍA - Manual del Operador de las Subestaciones de transmisión de CADAFE - “Reparación y mantenimiento de transformadores de gran potencia. Técnicas de secado del aislamiento”. Preparado por : Ing. Braulio Ramos P, Ing Franco Gasbarri, Ing. Jorge Rey Lago. Marzo 1996. (Dirección de transmisión , gerencia de operaciones, CNRT.).CADAFE. - Protección de Sistemas de Potencia e Interruptores. De B. Ravindranath y M. Chander. Editorial LIMUSA. México. 1980. - Universidad de Carabobo, Facultad de Ing. Eléctrica. Pruebas de recepción de la Subestación ISIRO. Trabajo Especial de grado. José Castellano, Rocco Golfredo y José Luis Sosa. Valencia 1980. - Técnicas de Alta Tensión. Enríquez Harper. Volumen I. Segunda preedición. Editorial LIMUSA. México 1978. - Especificaciones Técnicas Subestación NODAL 230 T. Dirección de Desarrollo CADAFE. 1971. - Introducción a los Transformadores de Medida. Jaime Berros Teguieta Director Gral. EIHSA.

GLOSARIO Subestación: Conjunto de aparatos, máquinas y circuitos que tienen la función de modificar parámetros de potencia eléctrica. Subestación nodal: Es aquella Subestación que, interconectada con otra, conforma un anillo en el sistema de transmisión y, en la cual el flujo de energía puede ser en uno u otro sentido, dependiendo de las condiciones del sistema. Subestación NODAL III: Es una Subestación tipo nodal con transformadores reductores a las tensiones de 34.5, 13.8 y eventualmente a 24 KV. Subestación NODAL II: Es una Subestación tipo nodal con transformadores reductores de 34.5 y 13.8 KV. Subestación NODAL I (230 T): Es una subestación a 230 y 115 KV tipo nodal con auto transformadores reductores de 115 a 34.5 y 13.8 KV. Subestación Radial: Es una subestación con una sola llegada de línea 115 o 34.5 KV. con transformadores reductores a las tensiones de 34.5, 23.8 y eventualmente 24 KV. En estas subestaciones el flujo de energía es en un solo sentido. Voltaje nominal: Es el valor de voltaje mediante el cual se designan ciertas características de operación del sistema al que se hace referencia. Potencia de precisión: Es la potencia aparente que suministra el transformador al circuito secundario bajo la tensión o corriente nominal, sin que los errores que introduzcan las mediciones sobrepasen los estipulados.

Sistema Interconectado: Es aquel formado por las subestaciones y líneas de transmisión 400, 230 y 115 KV, en interconexión CADAFE, EDELCA y Electricidad de Caracas. Dieléctrico: Es una sustancia cuya conductividad es muy reducida, por lo cual emplea como aislante. Alta tensión: Es un nivel de voltaje superior a 600 KV e inferior a 765 KV. Baja tensión: Es un nivel de voltaje hasta 36 KV. Osciloperturbografo: Consiste en una red eléctrica que transforma las señales a medir (voltajes, corrientes, indicadores de posición, etc.) a voltajes, un sistema de grabación y un mecanismo de reproducción e impresión, donde se reproduce en papel especial la información en memoria hasta el despeje de la falla.

Abreviaturas C.A. Corriente alterna C.C. Corriente continua C.D. Corriente directa V. Voltios K.V. : Kilovoltios A.: Amperios Amp.: Amperios Hz: Hertz SF6: Hexafluoruro de azufre

TC: Transformadores de corriente T.I.: Transformadores de intensidad TP: Transformadores de potencial T.V.: Transformadores de tensión T.P.C.: Transformadores de tensión capacitivos V.A.: Voltio-Amperio Fp: Factor de potencia Icc: Circuito supresor de interferencia

110

3

230

3

3

3

3

3

Las lecturas se realizan solicitándolas al impulsógrafo a través de un display, mediante los códigos empleados para las diferentes mediciones, en el caso particular del impulsógrafo SEDETEC se hacen mediante las siguientes funciones: - Código por cámara: 00*XY* - Código por polo: 00*0X* - Tiempo de operación: 123* - Código Disc. entre cámaras: XY*ZW* - Código Disc. Entre polos: 0X*0Y* Siendo X, Y, Z y W los números asociados a los polos y cámaras que se desea para la lectura. Pruebas de tiempo de operación con el impulsógrafo:

Polo R S T

Tiempo de cierre 56.8 ms 56.1 ms 56.5 ms

Tiempo de apertura 27.0 ms 26.6 ms 25.1 ms

Discordancia de polos: Polos RS ST TR

Disc. En el cierre 0.7 ms 0.4. ms 0.3 ms

Disc. en la apertura 0.4 ms 1.5 ms 1.9 ms