portada TESIS 30 DE JUNIOtesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/5025/1/... · Este restaurador es un interruptor contenido en un medio dieléctrico con funcionamiento electromecánico

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA

“ELEMENTOS, MANIOBRAS DE SECCIONAMIENTO Y LICENCIAS PARA UNA RED ELÉCTRICA DE 23 kV”

T E S I S PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

P R E S E N TA:

JULIO CESAR VELÁZQUEZ BENAVIDES

ASESORES:

DR. ALBERTO DEL ANGEL HERNÁNDEZ

M. en C. VICTOR MANUEL SALAZAR DEL MORAL

MÉXICO, D.F , SEPTIEMBRE DE 2009

iii

DEDICATORIAS

Con amor al ser

que me dio la vida;

Mi Madre Clara Lilia

Con cariño a mis hermanos:

Marco Antonio

Miguel Ángel

Con cariño, comprensión, admiración,

respeto, apoyo; a mi corazón y

esposa: Yil.

Por su apoyo y paciencia a mi

otro corazón,

mi hijo: Alan

iv

AGRADECIMENTOS

A la ESCUELA SUPERIOR DE

INGENIERÍA MECÁNICA Y

ELÉCTRICA (IPN)

A la empresa donde laboro

LUZ Y FUERZA DEL CENTRO

A todos mis profesores

Por tan bonita labor.

A mis compañeros, amigos

que de alguna forma colaboraron

en mi formación profesional.

A mi esposa Yola y a mi hijo

Alan por su constante apoyo

y consejo.

Gracias a Dios por

todas sus bendiciones.

v

CONTENIDO DEDICATORIAS ...........................................................................................................III

AGRADECIMENTOS ...................................................................................................IV

INTRODUCCION GENERAL...................................................................................VIII

JUSTIFICACIÓN........................................................................................................XIII

OBJETIVOS GENERALES.........................................................................................XV

ORGANIZACIÓN DE TESIS ....................................................................................XVI

LISTA DE FIGURAS................................................................................................ XVII

LISTA DE TABLAS....................................................................................................XIX

NOMENCLATURA ......................................................................................................XX

CAPITULO I

ELEMENTOS DE UNA RED ELÉCTRICA DE 23 KV .............................................. 1

1.1SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN.................................................................. 1

1.2 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE 85/6 kV .................................................. 2

1.3 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE 85/23 kV ................................................ 6 1.3.1 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE 85/23 kV CON TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS....................................................................................................................................... 6 1.3.2 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION DE 85/23 kV CON TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS ............................................................................................................................................ 9

1.4 SUBESTACIONES TIPO CLIENTE................................................................................................. 13

1.5 APLICACIONES ................................................................................................................................. 18

1.6 INTERRUPTORES.............................................................................................................................. 19

1.7 BANCO DE CAPACITORES ............................................................................................................. 22

1.8 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. ..................................................................................... 23

vi

1.8.1TIPOS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ................................................................. 24

1.9 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL....................................................................................... 25

1.10 SISTEMA CON MEDICIÓN REMOTA ......................................................................................... 25

1.11 CUCHILLAS ...................................................................................................................................... 26 1.11.1 TIPOS DE CUCHILLAS.............................................................................................................. 27

1.12 APARTARRAYOS............................................................................................................................. 28 1.12.1 TIPOS DE APARTARRAYOS.................................................................................................... 28

CAPITULO 2

MANIOBRAS PARA SECCIONAR UNA RED ELÉCTRICA DE 23 KV .............. 30

2.1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 30

2.2 TIPO DE SUBESTACIONES ............................................................................................................ 31 2.2.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TIPO CONVENCIONAL............................................................ 32 2.2.2 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO TELECONTROLADAS. ............................................ 33

2.3 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS .............................................................. 35 2.3.1 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO CONVENCIONALES DE 23 KV. ....................................................................... 37 2.3.2 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO TELECONTROLADA DE 23 KV. ............................................................................................... 42

CAPITULO 3

LICENCIAS PARA UNA RED ELÉCTRICA DE 23 KV.......................................... 46

3.1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 46

3.2 LICENCIAS.......................................................................................................................................... 46 3.2.1 LICENCIAS DE EMERGENCIA ................................................................................................. 48 3.2.2 LICENCIAS PROGRAMADAS PREVENTIVAS........................................................................ 48 3.2.3 LICENCIAS CORRECTIVAS....................................................................................................... 48

3.3 PLANEACIÓN, TRAMITE, PREPARACIÓN, EJECUCIÓN, Y SUPERVISIÓN DE LICENCIAS................................................................................................................................................ 49

3.3.1 PLANEACIÓN.............................................................................................................................. 49 TRAMITE DE LICENCIA...................................................................................................................... 50 3.3.3 PREPARACIÓN DE LICENCIAS................................................................................................. 50

3.4 SOLICITUD DE TRÁMITE DE LICENCIAS.................................................................................. 52

3.5 TRABAJOS CONCLUIDOS DE ACUERDO A PROGRAMA DE ATENCIÓN.......................... 52

3.6 CONTROL........................................................................................................................................... 53

3.7 EJEMPLO PRÁCTICO DE UNA LICENCIA................................................................................. 54

vii

CAPITULO 4 CONCLUSIONES GENERALES........................................................ 69

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................. 72

ANEXO 1 TERMINOS UTILIZADOS EN OPERACIÓN DE LYFC...................... 73

ANEXO B DIAGRAMAS ELECTRICOS ................................................................... 79

Introducción General

viii

INTRODUCCION GENERAL

La energía eléctrica es un insumo indispensable para el desarrollo de la economía

en su conjunto y para la producción de otros bienes y servicios, generando el

incremento de recursos y en consecuencia también las actividades productivas del

país. En la República Mexicana, los responsables del suministro de energía

eléctrica son la Comisión Federal de Electricidad(CFE) y la Compañía de Luz y

Fuerza del Centro (LyFC); esta última da servicio a la Ciudad de México y zona

conurbada, así como a los estados de México, Hidalgo, Morelos y Puebla,

incluidas sus ciudades capitales: Puebla, Toluca, Pachuca y Cuernavaca, en un

espacio físico cercano a tan solo el 2 % del territorio nacional, tal como se muestra

en la Figura A.

El principal consumidor de LyFC lo constituye la zona metropolitana de la Ciudad

de México, con una población cercana a los veinte millones de habitantes y una

alta concentración industrial, comercial, de servicios y actividades

gubernamentales; su función no solamente se limita al abasto de la energía

eléctrica, sino que comprende atributos importantes que conforma su misión, como

el proporcionar el servicio en condiciones adecuadas de cantidad, calidad,

oportunidad, competitividad, atención a usuarios y preservación del medio

ambiente.

No dejando de ser importantes las cargas demandadas principalmente por el Estado

de México y las de los Estados de Morelos, Hidalgo y Puebla, que en conjunto por

la configuración de la red eléctrica, le dan la característica de un gran nodo

receptor-distribuidor con alta densidad de carga concentrada en una zona

geográficamente pequeña, que esta inyectada básicamente por la generación que


ix

procede de los Sistemas Oriental y Occidental en tensiones de 400 y 230 kV; más

del 60 % de la energía recibida por LyFC se genera desde lugares remotos.

En la medida en el que la energía es uno de los insumos principales para las

diferentes actividades productivas del país, su demanda, como es de esperarse

crece conforme se incrementa el PIB. En este sentido en los últimos años, el

crecimiento de la demanda de energía eléctrica, es superior al de la propia

economía; en México, entre 1980 y 1998, la economía registro una tasa media de

crecimiento de 2.4% anual, mientras que la correspondiente a la demanda de

energía eléctrica fue de 5.5%.

El crecimiento de la demanda del 6% anual, provoca que los grandes consumidores

de energía se conecten en tensiones de subtransmisión, y para abastecer estos

servicios LyFC ha instalado Subestaciones “Tipo cliente” considerando

primordialmente la continuidad y calidad del servicio sin descuidar la

confiabilidad del propio anillo de subtransmisión en 230 kV y de la red 85 kV.

Existen varios factores que indican que el crecimiento de la demanda supere el PIB

tales como:

El incremento industrial de las empresas

El crecimiento poblacional

Los adelantos tecnológicos

Ya que el PIB incluye todas las actividades económicas, es fundamental realizar

un esfuerzo constante en el sector eléctrico con la finalidad de incrementar la

capacidad de generación para cumplir cabalmente con la misión de LyFC y así

proporcionar de forma constante la demanda que exige.


x

Figura A.1 Zona de influencia de LyFC

En 1906, LyFC en la red de distribución aérea se manejaban tensiones de 2 kV y

3 kV con tensiones en B.T. 220/127 volts se utilizaban posterías de madera y de

acero delgado con alambre de cobre del numero 4.

En 1926 cambio la tensión en el Distrito Federal de 3 kV a 6 kV en la red aérea y

subterránea.

En 1935, existían tensiones de 3 kV y 6 kV y 20 kV como subtransmisión.

En 1955 entran en servicio 10 nuevos alimentadores de 6 kV

Al norte del D.F. se continúo el cambio de tensión a 20 kV

En 1958 se terminó el cambio de tensión de 3 kV por 6 kV

Para 1960 existían 4500 km de línea de distribución de 23 kV y 6 kV 11,000


xi

transformadores, 6,800 km de B.T. y 2 redes automáticas de cables subterráneos

con 12 transformadores.

En 1961 se adopta la tensión de 23 kV como distribución primaria

Se empieza a utilizar el aluminio como conductor ALD y ACSR.

En la Figura A.2 se observa conductor ALD-336 con restaurador automático

Cooper nova 27

Este restaurador es un interruptor contenido en un medio dieléctrico con

funcionamiento electromecánico a tres fases con un dispositivo electrónico sensor

de corriente de falla.

Figura A.2 Restaurador y conductor ALD‐336


xii

El desarrollo de la red de 23 kV se va produciendo, conforme va creciendo la red

por las necesidades del cliente para dar cumplimiento a las necesidades que sus

industrias, comercios, hospitales y zonas habitacionales van demandando.

El crecimiento de la red eléctrica de 23 kV se hace necesario debido a la demanda

de nuevos usuarios y se requieren licencias para construir nuevas líneas y rutas

para suministrar el servicio. Los elementos que se toman en cuenta son: los

transformadores en los nuevos asentamientos urbanos, los medios de

seccionamiento, las protecciones en los nuevos ramales y el tipo de construcción

de la malla demandante.

Se consideran nuevos cables semiaislados con restauradores, seccionalizadores,

cortadores, cuchillas, apartarrayos, transformadores monofásicos, bifásicos y

trifásicos o nuevos aisladores para zonas de alta contaminación.

En zonas rurales de nuestra zona conurbada se utilizan todavía transformadores

monofásicos y bifásicos ya que la red eléctrica de 23 kV solo cuenta con ramales

bifásicos y monofásicos.

xiii

JUSTIFICACIÓN

El diseño de un sistema eléctrico, basado únicamente en condiciones normales

de operación, resulta totalmente inadecuado debido a que el objetivo

fundamental de este es garantizar la continuidad en el suministro de energía;

sin embargo, sabemos que hay fallas en los equipos eléctricos, algunas de

ellas ocasionadas por errores humanos, vandalismo, fenómenos naturales

como lluvias, temblores entre otros.

Por lo tanto es necesario incluir un sistema de protecciones cuya finalidad sea

la detección de fallas y el aislamiento de las mismas, evitándose mayores

disturbios en zonas, no sólo al equipo fallado sino al resto del sistema.

Debido a lo anterior se toman secciones de 23 kV en varios ramales

programando licencias de mantenimiento para reemplazar aisladores,

apartarrayos, cortacircuitos, interruptores, cuchillas de navaja, aisladores y

tramos de línea escoriados o con varios empalmes por reparaciones anteriores.

Las licencias de observación que se otorgan en el sistema de 23 kV se realizan

con personal de línea Viva, (cuadrillas que cuentan con el equipo aislante para

realizar los trabajos con la línea energizada), teniendo en cuenta que las

protecciones de las subestaciones que proporcionan el potencial, quedan

deshabilitadas para tener el cuidado necesario para la protección de estas

cuadrillas.

Por la importancia de la zona, es necesario valuar la interrupción o realizarlos

con las cuadrillas que pueden realizar estos trabajos.

Las licencias sin potencial se realizan, seccionando partes del sistema o de la

malla, abriendo equipos manualmente y automatizados para reducir la zona

afectada y poder dar solución al equipo dañado o hacer reparaciones

provisionales para proveer la continuidad del servicio.

xiv

La información básica para el sistema de protección es la corriente de corto

circuito. Se tiene información suficiente de varios tipos de fallas en muchas

partes a lo largo del sistema, obteniendo las corrientes y tensiones que dan los

requerimientos de interrupción, necesarios para la selección de los

dispositivos de detección y de interrupción.

En México, se ha tenido que adecuar el sistema eléctrico a los crecimientos

indiscriminados de nuestro país, ya que regularmente primero se forma la

mancha o zona urbana y posteriormente se suministran los servicios

primordiales como telefonía, luz, agua, drenaje a los usuarios.

Para implementar un sistema eléctrico de 23 kV se requiere construir

subestaciones de distribución próximas a los lugares a donde se necesita

proporcionar el servicio, con la finalidad de mallar la zona, para tener mayor

confiabilidad de nuestro sistema interconectado permitiendo realizar

maniobras con el propósito de reducir las interrupciones al usuario en el

sistema. Para llevar acabo esta tarea se requieren licencias las cuales requieren

un proceso que cumplir para obtenerlas.

La red eléctrica de LyFC a tratado de homologarse para manejar una misma

tensión en el centro del país para el mejor resultado de reparación y

construcción de la red área del sistema, así y tener las condiciones idóneas

para la continuidad del sistema; Consta con una diversidad de equipos que

por las adecuaciones que se realizan constantemente por cambios de dirección

de nuestra institución se van instalando equipos que existen en el mercado

para el mejor funcionamiento de la misma: Por ejemplo cambio de

conductores, postes, transformadores, apartarrayos, cortacircuitos,

restauradores, seccionalizadores, relevadores, interruptores y subestaciones.

xv

OBJETIVOS GENERALES

Presentar algunos tipos de Subestaciones Eléctricas de Distribución de 85/6

kV de 30 MVA y 85/23kV de 30 MVA del sistema de distribución de 23 kV

de LyFC, mencionando los elementos principales que componen una red de

23 kV

Mencionar las maniobras de seccionamiento del sistema de distribución de

una red 23 kV de LyFC, presentando los pasos a seguir dependiendo si es

una Subestación Convencional o una Subestación Telecontrolada.

Explicar el programa de licencias en la red de 23 kV de LyFC ya sea por

licencias de emergencia, programadas tocando la planeación, trámite,

preparación, ejecución y supervisión de estas para cumplir con la

continuidad del servicio.

xvi

ORGANIZACIÓN DE TESIS

Esta tesis esta organizada de la siguiente manera:

En el capitulo 1, se da una breve explicación de los elementos principales que

constituyen a una red eléctrica de distribución de 23 kV de LyFC.

En el capitulo 2 se da una explicación de las maniobras de seccionamiento en la

red de 23 kV de LyFC, dependiendo de la subestación, si es Convencional o

Telecontrolada y los pasos a seguir para la segmentación.

Una explicación de los procedimientos y pasos para planear , preparar,

ejecutar, así como solicitar y tramitar una licencia en la red de 23 kV de LyFC

se da con mas detalle en el capitulo 3.

En el capitulo 4 se dan las conclusiones finales.

xvii

LISTA DE FIGURAS Figura A.1 Zona de influencia de LyFC ................................................................................................................................. x

Figura A.2 Restaurador y conductor ALD-336......................................................................................................................xi

Figura 1.1 Interruptor tipo acoplable en Subestación Eléctrica Blindada en arreglo doble barra doble interruptor............. 21

Figura 1.2 Interruptores tipo Alduty instalados en la troncal de la red de 23 kV con doble explosor. ................................. 21

Figura 1.3 Banco de capacitores en Subestación Eléctrica ................................................................................................... 22

Figura 1.4 Unidad terminal remota para controles con el SCRAD....................................................................................... 26

Figura 1.5 Cuchillas 23-601 instaladas en troncal de la red de 23 kV en poste CR-14 ........................................................ 27

Figura 1.6 Apartarrayos instalados en acometida de 23 kV para un servicio. ...................................................................... 29

Figura 2.1 Tablero de una subestación Eléctrica convencional con comunicaciones directas con operación redes de distribución. .......................................................................................................................................................................... 33

Figura 2.2 UTR Unidad Terminal Remoto en una subestación Eléctrica para el telecontrol ............................................... 35

Figura 2.3 Procedimiento de la tencion a disturbios en una subestación convencional........................................................ 41

Figura 2.4 Sala de Operación de Redes de Distribución Pedregal con planeros y sistema de comunicación ...................... 42

Figura 2.5 Procedimiento de atención a disturbios en una subestación telecontrolada ....................................................... 45

Figura 3.1 Solicitud de una licencia hasta su normalización. .............................................................................................. 47

Figura 3.2 Localización de transformador dañado............................................................................................................... 56

Figura 3.3 Terminales de transformador en corto circuito.................................................................................................... 57

Figura 3.4 Terminales de trasformador................................................................................................................................. 58

Figura 3.5 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T.......................................................................................... 61





Figura 3.10 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T........................................................................................ 66

Figura 3.11 Conexiones de las vías en cajas de distribución en B.T. ................................................................................... 67

Figura 3.12 Conexiones de las vías en cajas de distribución en B.T. .................................................................................. 68

Figura B.1 Arreglo de Anillo sencillo................................................................................................................................... 80

xviii

Figura B.2 Doble barra con interruptores de amarre............................................................................................................. 81

Figura B.3 Barra Sencilla...................................................................................................................................................... 82

Figura B.4 Arreglo de barra sencilla ..................................................................................................................................... 83

Figura B.5 Interruptor y medio ............................................................................................................................................. 84

Figura B.6 Arreglo de interruptor y medio ........................................................................................................................... 85

Figura B.7 Anillo .................................................................................................................................................................. 86

Figura B.8 Arreglo de doble barra, doble interruptor ........................................................................................................... 87

Figura B.9 S.E. convencional tipo cliente 85 kV alimentación en anillo ............................................................................. 88

xix

LISTA DE TABLAS

Tabla 1.1 Características de transformadores monofásicos de 85/6 kV .................................... 3

Tabla 1.2 Características de bancos de tierras............................................................................ 4

Tabla 1.3 Características de los reguladores tipo autotransformador trifásico de 6 kV con cambiador automático bajo carga .............................................................................................. 5

Tabla 1.4 Características de regulador tipo autotransformador 3ϕ DE 23 kV con cambiador automático bajo carga................................................................................................................. 8

Tabla 1.5 Subestación diseñada con 2 transformadores de 30 MVA y 4 Alimentadores de 23kV................................................................................................................................................... 10

Tabla 1.6 Subestación diseñada con 3 transformadores de 30 MVA y 6 alimentadores de 23 kV............................................................................................................................................... 11

Tabla 1.7 Subestación diseñada con 4 transformadores de 30 MVA y 8 alimentadores de 23 kV............................................................................................................................................... 11

Tabla 1.8 Características de transformadores 3ϕ de 85/23 kV ................................................ 12

Tabla 1.9 Suministro de servicio Radial para subestaciones tipo cliente. ................................ 17

Tabla 1.10 Suministro de servicio con alimentación en anillo para subestaciones tipo cliente.................................................................................................................................................... 17

Tabla 3.1 Cargas del transformador con su nomenclatura y el calibre de conductor.............. 59

Tabla 3.2 Conexión en vías en las cajas de distribución en B.T. ............................................... 60

xx

NOMENCLATURA

1 ϕ Monofásico

2 ϕ Bifásico

23C´s Cable de 23 KV en red subterránea.

3 ϕ Trifásico

50-1,-2, -N Relevador instantáneo de sobrecorriente

51-1, -2, -N Relevador instantáneo de sobrecorriente de CA de tiempo inverso

A Amperes

A-14 Poste de Acero de 14 pies.

ACSR Aluminio con alma de acero.

ALD Aluminio Desnudo

AT Alta Tension

BT Baja Tensión

BC´s Cables de baja tensión en transformadores subterráneos.

CA Corriente Alterna

CFE Comision Federal de Electricidad

CORPE Centro de Operación de Redes Pedregal

CR-12 Poste de concreto de 12 pies.



D´s Documentación para cambios en la red de LyFC

kV kilovolts

kVA kilo volt amperes

LyFC Compañía de Luz y Fuerza del Centro

xxi

MVA Mega volt amper

MVAR Mega volt amepres reactivos

O.R.D. Operador de Redes de Distribución.

O.R.O Operador de respaldo operativo.

P.I.B. Producto Interno Bruto

R-79 Relevador de Recierre de CA

S.E. Subestación Electrica

S.E.N. Sistema Eléctrico Nacional

S.E.P. Sistema Eléctrico de Potencia

S.P.P.´s Solicitud de Presupuestos a particulares.

SCADA Sistema de control automatizado para la adquisición de datos

SF6 Hexafloruro de azufre

SICRAD Sistema de integral de control remoto de adquisición de datos

TC Transformador de corriente

TIU Tiempo Interrupción por Usuario

TP Transformador de potencial

TR Transformador de Distribución

Capitulo 1: Elementos de una red eléctrica de 23 kV

1

CAPITULO I

ELEMENTOS DE UNA RED ELÉCTRICA DE 23 kV

1.1SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN

Una Subestación Eléctrica de Distribución es aquella que cuenta con puntos de

transformación de los niveles de tensión de transmisión o subtransmisión a

niveles de suministro o distribución, que controlan directamente el flujo de

potencia al sistema, con transformadores de potencia, interruptores, cuchillas,

buses, banco de capacitores, reactores, transformadores de potencial,

transformadores de corriente y otros equipos de protección.

Las Subestaciones Eléctricas principales son subestaciones elevadoras y

reductoras esto es, el punto de enlace entre los centros de generación y el

consumidor. Las Subestaciones Eléctricas de distribución son consideradas el

centro de suministro o repartición de la energía para el usuario teniendo que

transformar la tensión deseada para su entrega final.

Las Subestaciones Eléctricas con que cuenta Luz y Fuerza del Centro en el

sistema centralizado son Subestaciones Eléctricas convencionales, blindadas

encapsuladas en SF6 y ahora con Subestaciones Móviles. Estas se encuentran

repartidas en la zona de influencia de la zona central del país


2

1.2 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE 85/6 kV

En las Subestaciones Eléctricas de 85/6 kV la capacidad de transformación

consiste como mínimo en un banco de 30 MVA, formado por tres

transformadores monofásicos de 10 MVA y un transformador monofásico extra,

como reserva. Por lo tanto, en este caso la capacidad instalada es de 40 MVA y

la capacidad firme de 30 MVA, lo que da una relación de capacidad firme a

capacidad instalada de 75 %.

LyFC sólo cuenta con 3 Subestaciones Eléctricas de 6 kV las cuales son

Condesa, Tacubaya y Jamaica en la zona central del país.

En su etapa final las subestaciones de 85/6 kV tienen dos bancos de 30 MVA y

un transformador monofásico extra, común a los bancos lo que da una

capacidad instalada de 70 MVA y una capacidad firme de 60 MVA y una

capacidad instalada del 85 %.

Las subestaciones de 85/6 kV están diseñadas para alimentar una carga

constituida por alimentadores de 6 kV, con una capacidad máxima cada uno de

400 A (4560 kVA) con una tensión de 6.6 kV en las barras de la subestación.

Las características de los transformadores monofásicos que se emplean en la

subestaciones de 85/6 kV se muestran en la Tabla 1.1


3

Tabla 1.1 Características de transformadores monofásicos de 85/6 kV

CAPACIDAD 8/10 MVA

CLASE DE ENFRIAMIENTO OA / FA

NUMERO DE DEVANADOS 2

DEVANADO PRIMARIO

TENSIONES ENTRE FASES EN VACIO 97.7 kV

93.2 kV

88.9 kV

86.7 kV

84.6 kV

82.4 kV CAMBIADOR DE DERIVACIONES SIN CARGA

80.8 kV

DEVANADO SECUNDARIO

TENSION EN VACIO 6.6 kV Y 13.2 kV

TENSION DE AGUANTE AL IMPULSO POR RAYO 150 kVA

IMPEDANCIA

8.4 % REFERIDA A LA BASE 10

MVA

El banco de transformadores se conecta en delta, tanto en el lado de alta tensión

como en el lado de baja tensión.

El devanado de baja tensión es un devanado serie/paralelo que permite obtener

6,600 volts entre fases conectando las bobinas de baja tensión de cada

transformador en paralelo y los tres transformadores en delta; y 22,840 volts

entre fases conectando las bobinas en serie y los tres transformadores en estrella

del lado de baja tensión. Esta característica facilita la conversión de las

subestaciones de 85/23 kV a 85/6 kV.


4

Debido a la conexión en delta de los devanados de 6.6 kV, se cuenta con un

banco de tierra conectado a las barras colectoras de 6 kV, con lo que se obtiene

una referencia a tierra para la adecuada operación de la protección de sobre

corriente en una falla de fase a tierra; también funciona para limitar los sobre

tensiones durante fallas desequilibradas de tierra. Las características de estos

bancos de tierra se muestran en la Tabla 1.2

Tabla 1.2 Características de bancos de tierras

Capacidad 1323 amp. Durante 1 minuto (500 kVA a 6.3 kV)

Conexión Zig-Zag Tensión entre fases 6.3 kV

La tensión se regula en los alimentadores de 6 kV mediante reguladores de

tensión trifásicos, instalados a la salida de cada alimentador. Estos reguladores

son tipo autotransformadores trifásicos con cambiador automático de

derivaciones bajo carga. Las características de los reguladores se muestran en la

Tabla 1.3


5

Tabla 1.3 Características de los reguladores tipo autotransformador trifásico de 6 kV con cambiador automático bajo carga

CAPACIDAD NOMINAL 4560 kVA

CLASE DE ENFRIAMIENTO OA

DEVANADO PRIMARIO (DEVANADO EN DERIVACION)

TENSION ENTRE FASES

6.6 kV

CONEXIÓN ESTRELLA CON NEUTRO SIN CONECTAR A

TIERRA

DEVANADO SECUNDARIO (DEVANADO SERIE)

CORRIENTE NOMINAL DEL LADO DE LA CARGA 400 A

RANGO DE REGULACION ±10% EN 33 PASOS DE 5/8% CADA

UNO

TENSION DE AGUANTE AL IMPULSO POR RAYO 75 kV

IMPEDANCIA

0.7% REFERIDA A LA BASE 4560

kVA

Los diagramas de conexiones más utilizados en las subestaciones de 85/6 kV

son los siguientes:

Para la sección de 85 kV un diagrama con juego de barras colectoras

±principales y un juego de barras colectoras auxiliares e interruptor “comodín”

que se transformó posteriormente en un diagrama de barra partida.

Para la sección de 6 kV se utilizan dos tipos de diagramas: uno de ellos es un

juego de barras principales con un juego de barras de transferencia y el otro con

barra sencilla blindada

El corto circuito en los alimentadores de 6 kV se limita a un valor máximo de

100 MVA mediante la instalación de reactores en serie con cada fase de los

alimentadores de 6 kV. La impedancia por fase de cada reactor es de 0.4 ohms.


6

1.3 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE 85/23 kV

La subestación de distribución se generalizó en la década de los años cincuenta.

Posteriormente, debido al crecimiento del sistema eléctrico de distribución de

energía eléctrica y al aumento de la densidad de carga se hizo necesario utilizar

una tensión de distribución más elevada; en 1964 se adoptó la tensión de 23 kV;

a partir de entonces la tensión de 6 kV se ha ido sustituyendo paulatinamente

por la de 23 kV.

1.3.1 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE 85/23 kV CON TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Durante muchos años se utilizó en LyFC la tensión de 20 kV como tensión de

subtransmisión para alimentar subestaciones de 20/6 kV y como tensión de

distribución para clientes industriales importantes. Como se mencionó

anteriormente, en 1964 se adoptó como tensión de distribución preferente la

tensión de 23 kV. Las antiguas instalaciones de 20 kV pueden operarse a 23 kV

sin ningún cambio, ya que tanto el nivel de aislamiento (20 kV) de las

instalaciones existentes (150 kV al impulso) y las derivaciones son adecuados

para esta tensión. La construcción de estas subestaciones empleando

transformadores monofásicos, hoy en día está en desuso.

Capacidad de transformación instalada y firme

En las subestaciones de 85/23 kV con bancos formados por transformadores

monofásicos de 10 MVA, al igual que en las subestaciones de 85/6 kV, se

instala en la primera etapa un banco de 30 MVA formado por tres

transformadores de 10 MVA más un extra de reserva.


7

En la etapa final se instalan dos bancos de 30 MVA con un transformador de

reserva, aunque excepcionalmente se ha llegado a instalar en la misma

subestación hasta tres bancos de 30 MVA, pero en estos casos se ha instalado

generalmente un segundo transformador, de manera que la capacidad instalada

resulta de 110 MVA y la capacidad firme de 90 MVA, con una relación de

capacidad firme a capacidad instalada es del 81 %.

Carga conectada

Por cada banco de transformadores de 85/23 kV, 30 MVA, se instalan

normalmente 3 alimentadores de 23 kV, con capacidad máxima de 9 MVA.

Características de los transformadores

Los transformadores monofásicos de 10 MVA se utilizan para formar los

bancos de 85/6 kV. Las bobinas de baja tensión de cada transformador se

conectan en serie; los tres transformadores se conectan en delta en el lado de

alta tensión y en estrella en el lado de baja tensión, mientras que el neutro se

conecta a tierra a través de una reactancia de 1.2 ohms, con objeto de disminuir

la magnitud de las corrientes debidas a fallas de tierra (y disminuir así los

esfuerzos electrodinámicos y térmicos en los transformadores). Este tipo de

fallas son las más frecuentes en los alimentadores de distribución

Regulación de tensión.

Para regular la tensión en 23 kV, en las subestaciones de 85/23 kV con bancos

formados con transformadores monofásicos, se instala un regulador de tensión

por cada banco. Estos reguladores son del tipo de autotransformadores trifásicos

con cambiador automático de derivaciones bajo carga. Sus características se

muestran en la Tabla 1.4


8

Tabla 1.4 Características de regulador tipo autotransformador 3ϕ DE 23 kV con cambiador automático bajo

carga.

CAPACIDAD NOMINAL 3000 kVA

CLASE DE ENFRIAMIENTO OA

DEVANADO PRIMARIO (DEVANADO EN DERIVACION)

TENSIÓN NOMINAL ENTRE FASES 23 kV

CAPACIDAD DE LA DERIVACION A 20 KV 3000 kVA

CONEXIÓN ESTRELLA CON NEUTRO

SOLIDAMENTE ATERRIZADO

DEVANADO SECUNDARIO (DEVANADO SERIE)

CORRIENTE NOMINAL EN LADO CARGA 752 A

CONEXIÓN ESTRELLA CON NEUTRO

SOLIDAMENTE ATERRIZADO

RANGO DE REGULACIÓN

±10% EN 33 PASOS DE 5/8

%CADA UNO, 16 ARRIBA Y 16

ABAJO DEL NOMINAL

TESIÓN DE AGUANTE AL IMPULSO POR RAYO

AISLAMIENTO INTERNO (DEVANADO) 150 kVA

AISLAMIENTO EXTERNO (BOQUILLA) 200 kV

IMPEDANCIA

1 % REFERIDA A LA BASE DE

30 MVA

Los diagramas de conexiones más usados en las subestaciones de 85/23 kV son

los siguientes:

Para la sección de 85 kV un diagrama con un juego de barras colectoras

principales y juego de barras colectoras auxiliares e interruptor “comodín” que

se transformó posteriormente en un diagrama de barra partida.


9

Corto circuito en 23 kV

El corto circuito máximo que alcanza en algunos puntos de nuestro sistema, es

cercanos a 1000 MVA, a medida que se fueron ampliando las subestaciones con

la instalación de nuevos bancos de transformadores que se conectaban en

paralelo con los existentes. Este valor de cortocircuito es excesivo para un

sistema de distribución de 23 kV, ya que no se fabrica equipo de interrupción

normalizado con capacidad interruptiva, lo cual obliga a usar interruptores para

34.5 kV y encarece también las instalaciones de los consumidores alimentados

en 23 kV.

En 1968 se decidió limitar el corto circuito máximo en 23 kV a 500 MVA, que

es un valor más adecuado para ese nivel de tensión.

1.3.2 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION DE 85/23 kV CON TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS

Las subestaciones de 85/23 kV, utilizan transformadores trifásicos, con los que

se logra una mejor calidad de servicio con un costo menor.

Capacidad de transformación instalada y firme

La capacidad instalada en transformadores es inicialmente de 60 MVA por

subestación con dos transformadores trifásicos de 30 MVA, lo que da una

capacidad firme de 36 MVA, aceptando una sobre carga de 20 %, en uno de los

transformadores, cuando el otro está fuera de servicio. Los estudios realizados,

tomando en cuenta la forma de la curva de carga, demuestran que pueden

tenerse esta sobrecarga sin disminución de la vida del transformador.

La subestación puede ampliarse en su segunda etapa instalando un tercer

transformador trifásico de 30 MVA con lo que se obtiene un arreglo en anillo,


10

una capacidad firme de 72 MVA, aceptando la misma sobre carga en dos

transformadores, cuando el tercero este fuera de servicio. La capacidad máxima

será cuando se tengan cuatro transformadores con una capacidad firme de 96

MVA aceptando la misma sobre carga que en los casos anteriores en los

transformadores adyacentes al transformador que este fuera y el tercero

conservando una capacidad de 24 MVA.

Carga conectada

Las subestaciones se diseñan para alimentar inicialmente (con dos

transformadores trifásicos de 30 MVA) una carga constituida por 4

alimentadores de 23 kV con una capacidad de 9 MVA cada uno con lo cual se

tiene una carga total máxima de 36 MVA. En la Tabla 1.5 se muestra la

capacidad instalada.

Tabla 1.5 Subestación diseñada con 2 transformadores de 30 MVA y 4 Alimentadores de 23kV

Capacidad Instalada 2 transformadores de 30 MVA c/u = 60 MVA

Capacidad Firme 1.2 X 30 MVA c/u = 36 MVA

4 alimentadores 9 MVA c/u X 4 = 36 MVA

La subestación se amplía en su segunda etapa instalando un tercer

transformador trifásico de 30 MVA con lo que se obtiene una capacidad firme

de 72 MVA, aceptando la misma sobre carga en dos trasformadores, cuando el

tercero esta fuera de servicio. En la Tabla 1.6 se muestra la capacidad instalada.


11

Tabla 1.6 Subestación diseñada con 3 transformadores de 30 MVA y 6 alimentadores de 23 kV

Capacidad Instalada 3 transformadores de 30 MVA c/u = 90 MVA Capacidad Firme 30 MVA c/u X 2 X 1.2 = 72 MVA

Capacidad de alimentador 12 MVA

6 alimentadores 6 X 12 MVA c/u = 72 MVA

La capacidad máxima será cuando se tengan cuatro transformadores trifásicos

de 30 MVA, como se muestra en la Figura 1.6, con una capacidad firme de de

96 MVA, aceptando la misma sobrecarga que en los casos anteriores en los

transformadores adyacentes al transformador que esté fuera y el tercero

conservando una capacidad de 24 MVA. En la siguiente Tabla 1.7 se muestra la

capacidad instalada.

Tabla 1.7 Subestación diseñada con 4 transformadores de 30 MVA y 8 alimentadores de 23 kV

Capacidad Instalada 4 transformadores de 30 MVA c/u = 120 MVA Capacidad Firme 30 MVA c/u X 2 X 1.2 + 24 MVA = 96 MVA

Capacidad del alimentador 12 MVA

8 alimentadores 8 X 12 MVA c/u = 96 MVA

Como la capacidad firme con tres transformadores y cuatro transformadores es

de 72 MVA y 96 MVA respectivamente, en estos casos, es posible aumentar, si

es necesario, la capacidad de cada alimentador de 9 a 12 MVA.


12

CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES

Las características de los transformadores trifásicos utilizados en las

subestaciones de 85/23 kV se muestran en la Tabla 1.8

Tabla 1.8 Características de transformadores 3ϕ de 85/23 kV

CAPACIDAD 20/25/30 MVA

CLASE DE ENFRIAMIENTO OA/FOA 1/FOA 2

NUMERO DE DEVANADOS 2

DEVANADO PRIMARIO

TENSION NOMINAL ENTRE FASES 89.250 kV

(CAMBIADOR DE DERIVACIONES SIN CARGA) 87.125 kV

85.000 kV

82.875 kV

80.750 kV

77.250 kV

74.500 kV

CONEXIÓN DELTA

TENSION DE AGUANTE DE IMPULSO POR RAYO

AISLAMIENTO INTERNO (DEVANADO) 450 kV

AISLAMIENTO EXTERNO (DEVANADO) 550 kV

DEVANADO SECUNDARIO

TENSION NOMINALES ENTRE FASES

23,000 V ±7.5% EN TOTAL DE 33

POSICIONES (CAMBIO

AUTOMÁTICO. BAJO CARGA)

CONEXIÓN

ESTRELLA CON NEUTRO SACADO

FUERA DEL TANQUE Y

ATERRIZADO A TRAVÉS DE LA

REACTANCIA

TENSION DE AGUANTE AL IMPULSO POR RAYO

AISLAMIENTO INTERNO (DEVANADO) 150 kV

AISLAMIENTO EXTERNO (DEVANADO) 200 kV

IMPEDANCIA

14.4 % REFERIDA A LA BASE 30

MVA


13

Regulación de tensión

Como se indico en la sección anterior, los transformadores trifásicos de 85/23

kV de 30 MVA, tienen un cambiador automático de derivaciones bajo carga en

el lado de baja tensión, controlado por un sistema de regulación de tensión que

mantiene la tensión adecuada en las terminales del devanado de 23 kV, en

función de la carga conectada (regulación automática ).

Corto circuito en 23 kV

Como se mencionó anteriormente, la impedancia de cada transformador

trifásico de 85/23 kV es de 14.4% referida a la base de 30 MVA, por lo tanto,

para el caso de un solo transformador, el cortocircuito trifásico en 23 kV queda

limitado por la impedancia del banco de 208 MVA. El corto circuito

monofásico a tierra se limita a un valor de 169 MVA conectando el neutro del

transformador a tierra a través de una reactancia de 0.6 ohms.

1.4 SUBESTACIONES TIPO CLIENTE

Estas Subestaciones Eléctricas tipo cliente son construidas para recibir

tensiones de subtransmisión ya que el costo de la inversión se puede amortizar,

en un periodo de 2 a 5 años, dependiendo el giro, procesos, demanda que se

solicite.

La construcción de estas subestaciones son convencionales radiales cuando se

solicita una sola alimentación. La construcción es de tipo convencional en anillo

en gas de SF6 si se solicita doble alimentación.


14

Con el desarrollo industrial y de servicios, en la actualidad los consumos de

energía eléctrica se han incrementado. Con objeto de proporcionar los servicios

que exigen los consumos, las acometidas para estas empresas se han

proporcionado a nivel de subtransmisión en 85 y 230 kV, con los beneficios

que implica la tarifa horaria para servicios en alta tensión, así como la

continuidad, calidad y confiabilidad del servicio; por esta razón LyFC se ha

visto en la necesidad de proyectar y construir las subestaciones que

proporcionan dichos servicios que se denominan subestaciones “Tipo Cliente”,

cuya factibilidad se determina de acuerdo a la disponibilidad de líneas o

subestaciones de LyFC cercanas al usuario.

Características de las subestaciones Tipo Cliente

Para evaluar la factibilidad de proporcionar el servicio en 85 o 230 kV, se debe

de analizar el consumo de energía y demanda mensual, considerándose datos

estadísticos, para valorar número y el tiempo de interrupción de servicio, del

posible o posibles alimentadores que abastecerán al cliente.

Estimar la inversión requerida por el cliente para el desarrollo del proyecto y

construcción de la nueva subestación, considerando la infraestructura eléctrica

existente (subestaciones y líneas).

Considerar la factibilidad si el cliente requiere una doble alimentación para

considerar transferencia automática.

Para la instalación de un interruptor de transferencia es necesario considerar 2

alimentadores conectados a fuentes diferentes para establecer la transferencia

automática.

Los servicios en 85 y 230 kV se suministran en base a la carga por servir, (en

general para cargas mayores a 5 MVA) y la tensión de suministros (la cual está

determinada por la factibilidad para proporcionar el servicio en base a un


15

estudio técnico-económico). Para cargas menores a 5 MVA su factibilidad se

evalúa considerando el número de interrupciones del servicio actual y los

posibles daños que se puedan provocar al existir variaciones de tensión que

afecten procesos de producción.

Estas subestaciones Tipo Cliente se dividen en dos secciones eléctricamente

interconectadas pero físicamente divididas. El proyecto y construcción de

dichas subestaciones se realiza en dos tipos: convencionales y encapsuladas en

hexafloruro de azufre (SF6); ambos tipos es posible instalarlas a la intemperie

pero generalmente las de hexafloruro se construyen en edificios debido a que

estas ocupan aproximadamente 20% de la superficie necesaria para las

convencionales. La selección del tipo de subestación está determinada por el

costo, la superficie disponible, la facilidad de mantenimiento y el tiempo

requerido en la adquisición de equipo y construcción. En alimentaciones

radiales, por petición del usuario, es posible instalar subestaciones en SF6 con

envolvente trifásica.

Arreglos normalizados.

Los arreglos de estas subestaciones se pueden clasificar por el tipo de

suministro y por su diagrama de conexiones.

Tipo de Suministro

Se agrupan en dos tipos genéricos:

Con alimentación radial.

Con alimentación en anillo (doble alimentación).


16

Las subestaciones con alimentación radial, se caracterizan por suministrar el

servicio de una sola subestación de LyFC, para lo cual se tienen dos tipos de

sistemas: radial con una sola alimentación, donde la subestación suministradora

abastece una sola subestación Tipo Cliente, ó radial con doble alimentación

donde la subestación suministradora abastece a la subestación Tipo Cliente a

través de dos líneas o cables.

Las subestaciones con alimentación en anillo, se caracterizan por abastecer al

cliente de dos o más subestaciones de LyFC diferentes y a su vez las propias

subestaciones de Tipo Cliente se pueden interconectar entre sí.

Diagramas de conexiones

El diagrama de conexiones normalizado en las subestaciones de 85 kV es la

barra sencilla, empleada en ambas tensiones y subestaciones convencionales o

aisladas en gas de SF6

En las subestaciones de SF6 se adicionan cuchillas de puesta a tierra rápidas en

la salida de líneas y cuchillas de puesta a tierra lentas en el resto de la

instalación adosada estas a las barras de la subestación y a las propias cuchillas

desconectadas. El otro diagrama normalizado es el arreglo en anillo empleado

en suministros de 230 kV convencionales o en SF6 que incluye un interruptor de

enlace para efectos de mantenimiento. La acometida para cualquiera de los

arreglos y tensiones seleccionadas, puede efectuarse por medio de líneas de

transmisión ó cables de potencia con aislamiento sintético extruido.

En las Tablas 1.9 y 1.10 se enlistan las subestaciones Tipo Cliente que están

operando, en proceso de construcción o en proyecto para 85 y 230 kV,

convencional y aislado en gas SF6.


17

Tabla 1.9 Suministro de servicio Radial para subestaciones tipo cliente.

SISTEMA TENSION CLIENTE

Radial 85 kV Colgate Palmolive, Fundidora México, Vidriera Los Reyes,

Alpura, Cervecería Modelo y Procter & Gamble

Radial 230 kV Ferrocarriles, Alpla México, Envases Inovativos, Cementos

Cruz Azul, Bombeo Casa Colorada y Procter & Gamble.

Radial con doble

alimentación 85 kV Fisisa, Good Year Oxo y Penwalt.

NOTA: La dinámica del crecimiento del sistema puede modificar los datos.

Tabla 1.10 Suministro de servicio con alimentación en anillo para subestaciones tipo cliente.

SISTEMA TENSIÒN CLIENTE

Anillo 85 kV

Aceros Corsa, Cementos Anáhuac, Chrysler de México, Ford

Motor Company, Industrial San Cristóbal, Nissan, Pemex,

Albany Internacional, Apa- Mex, Bonaffont, Envases

Plásticos, Guillette Manufactura, Kosa, Arteva y Polycom,

Metepec, Vidriera Toluca, Industrial de la Defensa Nacional,

Industria Militar, General Motors, Zapata Envases,

Cementos Apasco, Cementos Tolteca I, Aceros Nacionales,

Campos Hermanos, Cementos Cruz Azul, Cementos Tolteca

II, Autometales Vidrio Plano, Linde de México, Apaplastic,

Dana Heavy Axle, Durakon Mexicana, Avante Textil, Robert

Bosch, Tupperware Dart y Vitrofibras.

Anillo 230 kV Cartón y Papel, Vitrofibras, Estrella, Coca Cola, Oceanía y

Fábrica de Jabón La Corona

NOTA: La dinámica del crecimiento del sistema puede modificar los datos.


18

1.5 APLICACIONES El incremento en la demanda debido a los usuarios de altos consumos, implica

un análisis de factibilidad que permita a cambio un incremento en la calidad del

servicio y alta confiabilidad, realizando una inversión inicial que en un corto

periodo, sean rentables considerando lo siguiente:

Es conveniente la construcción de subestaciones Tipo Cliente en tensiones de

subtransmisiòn, ya que el costo de la inversión se puede amortizar, en un

periodo de 2 y 5 años, dependiendo del tipo de giro, procesos, demanda, etc. de

cada usuario en particular.

Es deseable que la alimentación a subestaciones Tipo Cliente se haga de dos

subestaciones diferentes para aquellas industrias que requieran alta continuidad

en el servicio, ya que con este tipo de arreglo las posibilidades de interrupción

son mínimas.

Para las industrias con procesos continuos, el contratar tensiones de

subtransmisiòn significa eliminar las pérdidas por interrupciones del servicio,

ya que en este nivel de tensión se reducen el número y el tiempo total de

interrupciones.

Se deben utilizar los diagramas de conexiones normalizados para la

construcción de las subestaciones Tipo Cliente, ya que tienen ahorros en la

realización del proyecto y en la propia construcción.


19

1.6 INTERRUPTORES Es un equipo que sirve para cerrar o abrir circuitos eléctricos, con o sin carga, o

con corriente de falla.

Los interruptores son los equipos que reciben la señal de disparo de los

relevadores de protección que está en cortocircuito, de tal manera que al quedar

este elemento aislado, el resto del sistema puede continuar en operación normal.

Los interruptores deben tener la capacidad suficiente para conducir

momentáneamente la máxima corriente de cortocircuito, que circule a través de

ellos y adicionalmente interrumpir esta corriente. Este equipo además de

desconectar a un elemento del sistema en cortocircuito, tiene la función de

cerrar o abrir un circuito de potencia en condiciones normales de operación o en

vacio.

Tipos de Interruptores

Para sistemas industriales y comerciales generalmente se emplean interruptores

automáticos de baja tensión, que tienen la particularidad de operar

automáticamente al detectar sobre cargas o corrientes de corto circuito. Dentro

de estos se tiene básicamente a los interruptores termomagnéticos que se usan

en conjunto con otro dispositivo de control y protección, y los interruptores

termomagnéticos encapsulados que se usan en forma individual para

protecciones menos importantes.

También se emplean interruptores de seguridad con fusibles, estos solo operan

con corrientes de corto circuito, a diferencia de los interruptores automáticos


20

que con solo poner en posición su palanca vuelve el suministro de energía, en

los interruptores de seguridad hay necesidad de cambiar los fusibles dañados al

ocurrir una falla de corto circuito.

En muchos sistemas industriales y comerciales existe la necesidad de utilizar

interruptores de potencia, ya que estos utilizan las tensiones de 13.2 kV, 23 kV

o mayores.

Los interruptores con que se cuentan en LyFC en las subestaciones eléctricas

son de gran volumen de aceite, bajo volumen de aceite en vacio, y en SF6.

Los interruptores que se tienen en la línea de 23 kV o en la línea de distribución

son los interruptores 23601 PTR llamados por marca de fabricante de tipo

Alduty, que son con cámaras interruptivas doble o sencillas; son operados hasta

con 600 A y están instalados en postes A-14, estos están instalados en troncales

y subtroncales para operación con carga y con potencial. También se cuentan

con los interruptores 23401 PTR tipo Driecher que son interruptores en aire

que se operan con carga y voltaje hasta carga de 400 A son instalados en poste

A-14 con PTR, estos últimos se están reemplazando por falta de refacciones y

mantenimiento ya que se desajustan rápidamente, y se operan sin carga y sin

potencial.

En la Figura 1.1 se presenta interruptor acoplable en subestación en arreglo doble barra doble interruptor.


21

Figura 1.1 Interruptor tipo acoplable en Subestación Eléctrica Blindada en arreglo doble barra doble

interruptor.

En la Figura 1.2 se muestran los interruptores tipo Alduty en troncal de la red de 23 kV.

Figura 1.2 Interruptores tipo Alduty instalados en la troncal de la red de 23 kV con doble explosor.


22

1.7 BANCO DE CAPACITORES En las subestaciones de distribución se instalan bancos de capacitores para la compensación de potencia reactiva demandada por la red de distribución y los propios bancos de potencia de la misma subestación. Cada banco de capacitores normalmente tiene una capacidad de 12.6 MVAR repartidos en dos secciones de 6.3 MVAR cada una, conectadas en estrella con sus neutros aislados entre si y de tierra. Los dos grupos están conectados en paralelo y a través de un mismo interruptor a las barras colectoras de 23 kV. En la Figura 1.3 se muestra un banco de capacitores

Figura 1.3 Banco de capacitores en Subestación Eléctrica


23

1.8 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. Los transformadores de corriente su función es transformar la corriente de un circuito primario a un valor normalizado que sea aplicable a los diversos instrumentos de medición y protección.

Estos transformadores de corriente están diseñados para suministrar la magnitud de la corriente adecuada en aparatos de medición, protección o ambos, de tal manera que la corriente secundaria en las condiciones normales de uso, es proporcional a la corriente primaria y desfasada respecto a ella un ángulo cercano a cero.

Es de mucha importancia el uso de transformadores de corriente, ya que gracias

a estos, se pueden reducir el valor de la corriente que circula por la línea a

valores apropiados que fácilmente se pueden manejar.

El devanado primario del transformador de corriente se conecta en serie con el

circuito que conduce la corriente que se pretende reducir y el devanado

secundario generalmente se conecta en serie a los dispositivos de control y

protección e instrumentos de medición y señalización.

El devanado secundario suministra una corriente en proporción directa a la

corriente que circula por el devanado primario, manteniendo una relación de

transformación invariable siempre y cuando no llegue a la saturación el núcleo

ferroso del transformador.


24

1.8.1TIPOS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Existen 3 tipos de TC según construcción

Tipo devanado primario. Tiene más de una vuelta en el primario. Los devanados del primario y secundario están completamente aislados y ensamblados permanentemente a un núcleo laminado, esta construcción permite mayor precisión para bajas relaciones.

Tipo Barra. Los devanados primarios y secundarios están completamente aislados y ensamblados permanentemente a un núcleo laminado. El devanado primario, consiste en un conductor tipo barra que pasa por la ventana de un núcleo.

Tipo Boquilla (Bushing). El devanado secundario está completamente aislado y ensamblado permanentemente a un núcleo laminado. El conductor primario pasa a través del núcleo y actúa como devanado primario.


25

1.9 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL Los transformadores de potencial permiten transformar las tensiones de distribución, subtransmisión y transmisión, en valores de baja tensión para realizar mediciones eléctricas y funciones de protección.

En estos transformadores la tensión secundaria es proporcional a la tensión primaria de acuerdo con la relación de transformación y considerando una diferencia de fase con un ángulo aproximadamente de cero.

Son básicamente transformadores convencionales con un devanado primario y

un secundario sobre un núcleo común.

Son unidades monofásicas diseñadas y construidas para que la tensión

secundaria mantenga una relación mixta con la tensión en el primario.

1.10 SISTEMA CON MEDICIÓN REMOTA Con objeto de transmitir al centro de control de operación redes las señales de

medición generadas en las subestaciones, es decir realizar una medición remota,

para facilitar la transmisión se colocan transductores a la salida de los

transformadores de instrumento. Estos convierten las señales a niveles de

miliamperes, misma que se envían a la unidad terminal remota la cual a su vez

la transmiten al centro de control del sistema por medio de los equipos de

comunicación (hilo piloto, onda portadora, banda lateral única y fibra óptica).

Las señales que básicamente se transmiten por telemedición son: corriente,

tensión, frecuencia, potencia activa y reactiva, energía activa y reactiva, pero

prácticamente con el uso de los multimedidores, se puede realizar la

telemedición de todos los parámetros de la subestación que miden estos

equipos, llamados UTR, como se muestra en la Figura 1.4


26

Figura 1.4 Unidad terminal remota para controles con el SCRAD

1.11 CUCHILLAS

Es el instrumento compuesto de un contacto móvil o navaja y de un contacto fijo o recibidor.

La función de las cuchillas consiste en seccionar, conectar o desconectar circuitos eléctricos sin carga, excepto cuando se trata de algunos tipos de cuchilla rompearcos.

Son instaladas en la red de 23 kV, permite por medio del interruptor portátil para abrir con carga (loadbuster) desconectar cargas hasta 600 A; y por medio de pértiga, conectar y desconectar sin carga la troncal o ramal de un alimentador se instalan en poste CR o CR-E la posición de su instalación es horizontal.


27

1.11.1 TIPOS DE CUCHILLAS

Las cuchillas utilizadas en LyFC son las 23-401 y 23-601

Las cuchillas 23-401 son para línea de 23 kV que soportan hasta 400 A.

Las cuchillas 23-601 son para línea de 23 kV que soportan hasta 600 A.

En la Figura 1.5 se observa un juego de cuchillas en poste CR-14

Figura 1.5 Cuchillas 23‐601 instaladas en troncal de la red de 23 kV en poste CR‐14


28

1.12 APARTARRAYOS El apartarrayo es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones

contra sobretensiones de tipo atmosférico y sobretensiones por fallas en el sistema eléctrico.

El apartarrayo se encuentra conectado permanentemente en el sistema, operando cuando se presenta una sobretensión de determinada magnitud, descargando la corriente a tierra.

Su principio general de operación se basa en la formación de un arco eléctrico entre dos explosores cuya operación esta determinada de antemano de acuerdo a la tensión a la que va a operar.

Las sobretensiones que se presentan en las instalaciones de un sistema pueden ser de dos tipos: Sobretensiones de tipo atmosférico y sobretensiones por fallas en el sistema.

1.12.1 TIPOS DE APARTARRAYOS

Apartarrayos tipo autovalvular

Consiste de varias capas de explosores conectados en serie por medio de resistencias variables cuya función es dar una operación más sensible y precisa. Se emplean en los sistemas que operan grandes tensiones, ya que presentan una gran seguridad de operación.

Apartarrayos de resistencia variable

Su principio de operación dos explosores se conectan en serie a una resistencia variable, se emplean en tensiones medianas y tiene mucha aceptación en el sistema de distribución. En la Figura 1.6 se observan instalados los apartarrayos en acometida de 23 kV.


29

Figura 1.6 Apartarrayos instalados en acometida de 23 kV para un servicio.

Capitulo 2: Maniobras para seccionar una red eléctrica de 23 kV

30

CAPITULO 2

MANIOBRAS PARA SECCIONAR UNA RED ELÉCTRICA DE 23 kV

2.1 INTRODUCCIÓN Para seccionar una red de 23 kV en la zona central, es necesario que el sistema

cuente con alimentadores de 23 kV mallados para dar flexibilidad al sistema,

permitiendo delimitar las zonas en licencia o en disturbio y con esto dar

solución a las contingencias que se presenten.

En el sistema interconectado de 23 kV se cuentan con cuadrillas de emergencia

de líneas aéreas, foráneos, de distribución de pruebas y de cables subterráneos

dispersas en todo la zona central y conurbada que atiende la entidad.

Para desarrollar estas maniobras, la comunicación es vía radio con consolas en

los diferentes centros de operación y radios troncalizados que se tienen

instalados en las camionetas de las cuadrillas ya mencionadas.

Cuando se requiere seccionar un alimentador se pone en contacto vía radio el

Operador de Redes de Distribución, con las cuadrillas de Emergencia a su

cargo, para ejecutar las maniobras pre analizadas para ubicar y dirigir a esta,

cuadrilla, que se encuentra en las calles y solo vía radio es la comunicación. El

apoyo de las cuadrillas es fundamental ya que Operación de Redes de

Distribución cuenta con equipos con muy pocos equipos telecontrolados, como

interruptores en las subestaciones telecontroladas, restauradores

seccionalizadores y botoneras para realizar maniobras se cuentan con

interruptores conectados a las troncales y subtroncales de 23 kV que le llaman

interruptores tipo Alduty con cámaras interruptivas por la marca del fabricante


31

y son operadas con potencial y con carga con un mecanismo, que esta sujeto al

poste para realizar la operación en grupo e interruptores tipo Driecher en aire

también por el fabricante, estos interruptores se operan con potencial y con

carga, también cuentan con un mecanismo para operación en grupo con un

bastón que se encuentra fijo en el poste, con el tiempo estos interruptores se

operan sin potencial y sin carga por la falta de mantenimiento preventivo por

que se desajustan muy rápidamente, se cuentan con cuchillas de navaja o de

bastón que están son operadas sin potencial y sin carga el personal las opera

con pértigas o bastones. También se cuenta con restauradores, seccionalizadores

y botoneras sin telecontrol que son maniobradas por las cuadrillas de

emergencia localmente en el panel de control, y si no es posible realizar la

maniobra quedan puenteados estos equipos por medio de las cuchillas de paso,

para realizar el seccionamiento requerido y dejar la zona fuera o en licencia

según los requerimientos o necesidades que amerite.

2.2 TIPO DE SUBESTACIONES Los tipos de subestaciones con que cuenta el sistema interconectado central del

país, son subestaciones telecontroladas y convencionales. En estas

subestaciones se cuentan con diferentes arreglos como son el anillo, doble

anillo, doble barra doble interruptor, barra principal con bus auxiliar, doble

barra con interruptor de amarre, doble barra con interruptor comodín; estos

arreglos se tienen en la zona de 23 kV la subestación.


32

2.2.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA TIPO CONVENCIONAL Las subestaciones convencionales de 23 kV se les llama de esta forma ya que se

cuenta con personal para efectuar la maniobra correspondiente de conectar y

desconectar interruptores, bloquear relevadores, poner observaciones cuando se

le de la instrucción.

El operador que se encuentra en una subestación convencional debe mantener la

continuidad del servicio que suministra el equipo a su cargo.

Es el encargado de hacer trabajar a su equipo dentro de los límites de capacidad

y eficiencia correspondiente a cada caso.

El operador en turno está autorizado para ejecutar maniobras en el equipo de

estación que tiene a su cuidado.

Debe inspeccionar todo el equipo a su cargo periódicamente, con la frecuencia

que resulte necesaria, según el caso, y no menos de dos veces durante el turno,

informando al O.R.D y al jefe de estación de cualquier anomalía que note en su

funcionamiento.

Si en cualquier momento el operador de estación registra valores de voltaje,

corriente, presión, temperatura etc., fuera de los límites fijados para la estación,

debe reportarlos inmediatamente al Operador de Redes de Distribución. En la

Figura 2.1 se muestra el tablero miniaturizado de la subestación


33

Figura 2.1 Tablero de una subestación Eléctrica convencional con comunicaciones directas con operación redes de distribución.

2.2.2 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO TELECONTROLADAS. Las subestaciones telecontroladas de 23 kV se les llama de esta manera, ya que

se tiene el control por medio de una Unidad Terminal Remota que controla

interruptores, relevadores, capacitores. Este telecontrol que se utiliza hasta la

sala de Operación se le conoce como SICRAD ya que el control remoto de las

maniobras ejecutadas en tiempo real desde la consola del operador para ejecutar

cualquier maniobra es ejecutada en el momento que sea requerida para poder

conectar y desconectar por telecontrol teniendo el control de estas

subestaciones para ejecutar los trabajos con mayor eficiencia sin la necesidad de

triangular comunicación con el personal de campo.


34

El sistema SICRAD es el telecontrol para ejecutar cualquier maniobra con el

personal y cuadrillas que se encuentran distribuidas en la zona de influencia.

En este sistema, el Operador de Redes debe verificar cargas, conexión de los

alimentadores verificando que los bancos al cual están conectados se mantengan

en equilibrio para evitar sobre cargas; se tiene que revisar cargas en horas pico

para poder calcular maniobras o seccionamientos adecuados para equilibrar las

cargas del sistema con el fin de evitar botadas por sobrecargas o dañar

aislamientos por calentamiento y exceso de cargas para interconectar nuestros

alimentadores y mantener la continuidad del sistema.

Con estas subestaciones telecontroladas se facilitan las informaciones para

realizar maniobras de descargues ya que la información se tiene de primera

mano (las aplicaciones en este sistema es completo). Con respecto a la

interconexión de otras subestaciones telecontroladas se puede verificar en el

momento la transferencia de carga y los voltajes con los que queda hecha

nuestra maniobra

En la Figura 2.2 se muestra la Unidad Terminal Remota de una subestación

telecontrolada.


35

Figura 2.2 UTR Unidad Terminal Remoto en una subestación Eléctrica para el telecontrol

2.3 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS Los operadores deben tener en cuenta que cualquier error en las maniobras da

origen o produce condiciones de peligro para la vida del ejecutor de las mismas,

para la vida de otras personas y para la seguridad del equipo.

Maniobras en disturbio son aquellas que el Operador de estación ejecuta al

darse cuenta de que no opera la protección del equipo de su estación que está en

disturbio.


36

Bajo esta denominación se encuentran también comprendidas aquellas

maniobras que el Operador de estación, ejecuta en otra parte del equipo, resulta

peligrosa y puede afectar durante un disturbio.

Los disturbios son debidos a dos causas principales, cortocircuitos en el equipo

eléctrico y desconexión de equipos en sistema, que produce sobre cargas en otro

equipo.

Ambas causas de disturbio pueden producir efectos semejantes, es decir, ambas

traen como consecuencia variaciones importantes en la frecuencia, voltaje y

corriente.

Al ocurrir un disturbio por cortocircuito, los interruptores del equipo afectado

deben botarse. Cuando la protección falla el operador de estación debe de

intervenir inmediatamente para abrir los interruptores que debieron haberse

botado. El operador de estación debe actuar con eficiencia para detectar donde

fue ocasionado el problema para poder desconectar el afectado o tratar de

seccionar la parte dañada.

Las maniobras ejecutadas por telecontrol solo son realizadas dependiendo de los

desplegados del SICRAD que llega a nuestra pantalla, teniendo que actuar

inmediatamente con los alimentadores interconectados hasta que el Operador de

Respaldo Operativo (O.R.O) haga su arribo a la subestación telecontrolada para

que de un por menor de los daños en la subestación.


37

2.3.1 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO CONVENCIONALES DE 23 KV. Para la atención de disturbios en la Red de 23 kV, Se ejecutan las siguientes

maniobras para una Subestación tipo convencional.

Al abrir un interruptor en una subestación tipo Convencional el operador de

estación debe proceder de la siguiente manera:

1. Registra la hora y el relevador que opero.

2. Reponer las banderas indicadoras.

3. Operar de acuerdo con los instructivos de su estación. (La Subestación

puede tener varios arreglos: interruptor y medio, doble barra doble interruptor,

barra sencilla con interruptor de enlace etc.)

4. Comunicarse con el Operador de Redes. Para la información del horario

de la apertura, con la carga que registró antes de abrir y con que relevador o

protección que ocurrió.

5. El Operador de Redes toma nota de estos datos del operador de estación

que se comunica directamente por la Red de subestaciones. (es una línea directa

entre subestaciones y la sala de operación.

6. El Operador de Redes toma una decisión, dependiendo del alimentador

que se haya abierto, si el alimentador tiene desarrollo aérea y subterránea

(alimentador mixto) puede ser que opere el relevador 50-1,-2, 50-N o 51-1-2,

51-N, la instrucción que se le da al Operador de Estación, es conectar el

alimentador bloqueando el relevador de recierre de corriente alterna (R-79) para

realizar una prueba a los 4 minutos después de haberse abierto. Esta prueba es

una conexión al interruptor que se abrió.


38

7. El Operador de Estación informa al Operador de Redes de la prueba, si

la prueba fue correcta, el Operador de Estación informa a que hora quedo

conectado el interruptor de la subestación y con que lectura de carga queda

registrada, en el relatorío queda asentada esta información para verificar y

comparar estos registros con la bitácora donde se llevan los registros de las

libramientos o conexiones y desconexiones de este alimentador y llevar un

registro histórico de los eventos de este alimentador. Para realizar

comparaciones por fecha y horarios para calcular la falta de carga o registrar la

carga efectiva de ese horario.

8. El Operador de Estación, informa que la prueba fue mala, por que la

conexión del alimentador no fue correcta si no se volvió abrir, El Operador de

Redes procede a tener comunicación con el personal de quejas a su cargo, para

que este personal reciba por vía telefónica datos o información si en la zona

donde abarca y se desarrolla el alimentador los usuarios pueden dar algunos

datos (Líneas rotas, transformadores flameando, aisladores rotos, postes

chocados, ramas sobre línea, fusibles quemados etc.)

9. El Operador de Redes, solicita personal de cuadrillas de emergencia, que

se encuentran distribuidas en varias colonias de la zona que corresponde a su

cuidado o supervisión.

10. Con la información que dio el Operador de Estación al Operador de

Redes, con respecto al relevador que operó, se manda al personal de quejas de

emergencia a la zona afectada, se puede determinar la distancia en la que se

encuentra la falla por el relevador que se activo o operó, teniendo en cuenta que

las cuadrillas se encuentran dispersas en las colonias de la zona metropolitana y

conurbada de la Ciudad de México. Las cuadrillas de emergencia se desplazan


39

con mayor facilidad y prontitud para segmentar la falla y tener menor

interrupción.

11. El sistema de disturbios en 23 kv cuenta con una diversidad de equipos

controlados manualmente y automatizados. Se tienen equipos de

seccionamiento telecontrolados SCADA (sistema de control automatizado para

la adquisición de datos) como son Restauradores, seccionalizadores, botoneras

para poder realizar alguna maniobra en el menor tiempo posible el TIU de está,

se toman varias directrices para poder cortar el TIU teniendo en cuenta las

cargas horarias del alimentador afectado, con las cargas horarias de los

alimentadores o circuitos que se pueden maniobrar para poder segmentar el

alimentador dañado.

12. Con el personal de Quejas de emergencia (cuadrilla de líneas aéreas,

foráneos y cuadrillas de cables subterráneos) se procede a segmentar la línea

afectada teniendo que realizar pruebas al interruptor en la subestación para la

confirmación de la zona dañada o dejar fuera la zona afectada para corregir la

falla.

13. Con las cuadrillas de emergencia a cargo, el Operador de Redes procede

a seccionar la zona que menos interrupción ocasione, si es necesario se

desconectan puentes o se corta la línea de 23 kV para dejar la zona menos

afectada.

14. En la zona delimitada que tiene el daño o el problema, la misma

cuadrilla procede a reparar, si cuenta con los recursos o puede reparar

provisional la falla para solucionar la interrupción en el menor tiempo, una vez

que no hay potencial en la zona afectada se procede a instalar un sistema de

tierras. Para reparar la falla se otorga en licencia la zona afectada al mismo

personal de emergencia.


40

15. Si al Operador de Redes le informan que no se tiene el material

suficiente entonces sale de las posibilidades de las cuadrillas de emergencia y se

solicita el apoyo del ingeniero de turno de la zona en conflicto, o al sobrestante

de la zona afectada para que se provean los recursos solicitados para reparar

este daño y eliminar la interrupción.

16. El Operador de Redes, cuando la cuadrilla de emergencia a terminado

con la reparación, da la instrucción a la cuadrilla de dirigirse para cerrar el

equipo que se abrió para hacer una prueba de aislamiento, con el propósito de

verificar el potencial en la zona afectada.

17. El Operador de Redes, con un documento llamado queja de distribución

registra los datos necesarios para la reparación definitiva del daño que se reparo

provisionalmente y este documento se encuentra foliado para la atención

posterior del personal de manteniento.

18. Siguiendo los procedimientos se llena documentación en el sistema de

disturbios llamado Fox que es un programa de datos donde es plasmada la

información y codificadas las anomalías del sistema.

La Figura 2.3 muestra el procedimiento de la atención de disturbios en una

subestación tipo convencional.


41

NO

SI

Figura 2.3 Procedimiento de la tencion a disturbios en una subestación convencional

En la Figura 2.4 se presenta el planero y el equipo con que cuenta el ingeniero

Operador de Redes de distribución para auxiliarse y mandar a las cuadrillas a la

ubicación de los equipos por calles y colonias para la atención de las maniobras

y disturbios

Ocurre la falla

La prueba fue mala ,se abrió el interruptor, se avisa

Se manda personal de emergencia para segmentar la línea

Registro del horario de la apertura y con que relevador operó

Se checa la lectura de la carga y se coteja con la anterior.

Se conecta el interruptor a los 4 minutos.

Conexión

Si no se tiene el material para reparar se solicita apoyo

Se otorga la licencia al personal de emergencia reparar

Se segmenta la falla con cuadrilla de emergencia.

Se energiza la zona seccionada y se verifica potencial

Se regresa la licencia reparada la falla

Se concluye el disturbio reparando definitivamente


42

Figura 2.4 Sala de Operación de Redes de Distribución Pedregal con planeros y sistema de comunicación

2.3.2 MANIOBRAS PARA LA ATENCIÓN DE DISTURBIOS EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS TIPO TELECONTROLADA DE 23 KV.

Para la atención de disturbios en la RED de 23 kV, se ejecutan las siguientes

maniobras cuando la subestación es tipo telecontrolada.

Al abrirse un interruptor en la subestación telecontrolada SICRAD (sistema

integral de control remoto de adquisición de datos) el operador de redes,

reconoce la alarma visual y sonora generada en el sistema SICRAD. En el

desplegado de este sistema aparece el horario de la apertura y el relevador que

operó.

1. Registrar nota de la hora y relevador que operó.

2. Reconocer alarma visual y sonora en el sistema SICRAD.

3. El Operador de Redes, verifica si el alimentador de Red aéreo o Red

subterránea, toma la decisión de la conexión del mismo previo se bloqueo el

relevador de recierres (R-79), si el alimentador es aéreo o subterráneo los

alimentadores de distribución subterráneos tienen bloqueado el R-79


43

permanente por tener sus fallas francas, los alimentadores aéreos se les realiza

una conexión a los 4 minutos, después de haberse abierto, se realiza una

prueba bloqueando el relevador de recierres R-79 para descartar fallas

subtransitorias. transitorias o permanentes.

4. El Operador de Redes conecta el alimentador a los 4 minutos después de

ocurrida una falla transitoria, previo revisó el relevador operado. Si la prueba

fue mala, por que el interruptor no conectó, se recibe información de la prueba

de la hora y relevador en el sistema SICRAD que opero, se solicita personal al

coordinador de quejas para que se apoye con las cuadrillas de emergencia que

se tienen distribuidas en la zona afectada o cerca de la zona el conflicto.

5. El sistema de disturbios de 23 kV cuenta con una diversidad de equipos

controlados manualmente y automatizados. Se tienen equipos de

seccionamiento telecontrolados SCADA (sistema de control automatizado para

la adquisición de datos) como son restauradores, seccionalizadores, botoneras

para poder realizar alguna maniobra en el menor tiempo posible para que en

esta línea o circuito se toman varias directrices para poder cortar el TIU

teniendo en cuenta las cargas horarias del alimentador afectado, con las cargas

horarias de los alimentadores o circuitos que podemos maniobrar para poder

segmentar el alimentador dañado.

6. Con el personal de quejas de emergencia (cuadrilla de líneas aéreas,

foráneos, pruebas y cuadrillas de cables subterráneos) se procede a segmentar la

línea afectada teniendo que realizar pruebas al interruptor en la subestación para

la confirmación de la zona dañada o dejar fuera la zona afectada para corregir la

falla.

7. Con las cuadrillas de emergencia a cargo del Operador de Redes procede

a seccionar la zona que menos interrupción pueda tener; Si es necesario se


44

abren equipos manuales como cuchillas individuales o cuchillas en operación en

grupo con cámaras interruptivas hasta desconectar puentes o cortar la línea de

23 kV esto con el propósito de dejar la zona menos afectada.

8. En la zona delimitada que tiene el daño o el problema, la misma

cuadrilla procede a reparar. Si cuenta con los recursos o puede reparar

provisional la falla para solucionar la interrupción en el menor tiempo.

Habiendo checado ausencia de potencial en la zona afectada proceden a instalar

su sistema de tierras. Para poder reparar la falla se otorga en licencia la zona

afectada al mismo personal de emergencia.

9. Si al Operador de Redes se le informa que no tienen el material

suficiente y sale de las posibilidades de las cuadrillas de emergencia se solicita

apoyo del ingeniero de turno de la zona en conflicto o al sobrestante de la zona

afectada para que proveer de los recursos solicitados para reparar este daño y

eliminar la interrupción.

10. Cuando la cuadrilla de emergencia ha terminado con la reparación, el

operador de redes da la instrucción a la cuadrilla de dirigirse para cerrar el

equipo que se abrió para hacer una prueba de aislamiento, verificando el

potencial en la zona afectada.

11. El Operador de Redes se apoya con el personal de manteniento con un

documento llamado queja de distribución se toman los datos necesarios para la

reparación definitiva del daño (reparado provisionalmente) y este documento se

encuentra foliado para la atención posterior del personal que atenderá con

cuadrillas de línea viva para no tener interrupción en la zona afectada.


45

La Figura 2.5 muestra el procedimiento de la atención de disturbios en una

subestación tipo telecontrolada.

NO

SI

Figura 2.5 Procedimiento de atención a disturbios en una subestación telecontrolada

Ocurre la falla

SICRAD

La prueba fue mala se abrió el interruptor se avisa quejas.

Se manda personal de emergencia para segmentar la línea

Registro del horario de la apertura y con que relevador operó

Se checa la lectura de la carga en SICRAD

Se conecta el interruptor a los 4 minutos. SICRAD

Conexión

Si no se tiene el material para reparar se solicita apoyo

Se otorga la licencia al personal de emergencia reparar

Se segmenta la falla con cuadrilla de emergencia.

Se energiza la zona seccionada y se verifica potencial

Se regresa la licencia reparada la falla

Se concluye el disturbio reparandolo definitivamente

Capitulo 3 Licencias para una red eléctrica de 23 kV

46

CAPITULO 3

LICENCIAS PARA UNA RED ELÉCTRICA DE 23 kV

3.1 INTRODUCCIÓN En ocasiones debido a las fallas que pueden llegar a presentarse en una red

eléctrica de distribución se requiere desconectarla o dejarla fuera de servicio,

para lo cual se hace necesario tramitar una licencia. Los trabajos a desarrollar se

plasman en éste documento oficial que es foliado tanto en el sector ejecutante

como en el departamento responsable de otorgar las condiciones del sistema

que se estén solicitando en el sistema.

Los trabajos solicitados con el documento oficial se tienen que preparar con una

semana de antelación para ser revisada por los departamentos involucrados y

definir las condiciones requeridas del sistema, para tomar las providencias

necesarias, avisos a periódicos de la interrupción marcando horarios flexibles

para evitar riesgos y contemplar horarios para el desarrollo de estos trabajos.

3.2 LICENCIAS Es la autorización especial que se concede a una persona para que ella o el

personal a sus órdenes ejecuten un trabajo en alguna parte del equipo, el cual

quedara fuera del sistema, produciendo condiciones anormales.

Se muestra en el siguiente organigrama el proceso de una solicitud de licencia

como se indica en la Figura 3.1


47

Figura 3.1 Solicitud de una licencia hasta su normalización.

En una red eléctrica de 23 kV el programa de licencias se efectúa en licencias

de emergencia, licencias programadas preventivas y licencias programadas

correctivas teniendo que utilizar el material que se tenga en existencia para

reparaciones al momento en licencias de emergencia; En licencias programadas

y correctivas se prevé con todo el material que va ser utilizado y al personal

que se va a requerir para dar cumplimiento a los objetivos establecidos.

Los tipos de licencia pueden ser:

De emergencia

Programadas preventivas

Correctivas

Por queja


48

3.2.1 LICENCIAS DE EMERGENCIA Son las licencias que se ejecutan en el momento del problema ocasionados por

factores no previstos o de daños a la instalación de LFyC por vientos, lluvias,

choques, sismos o corto circuitos ocasionados por falla de aislamiento de los

equipos de la misma red que son atendidos por personal de emergencia

asignado a los ingenieros operadores personal clase A y personal clase B.

3.2.2 LICENCIAS PROGRAMADAS PREVENTIVAS Son las licencias que se preparan, planean con anterioridad, con materiales

designados y personal designado de tiempo para ejecutar trabajos ya

coordinados por las áreas correspondientes con avisos a los usuarios para el

mantenimiento a interruptores, cuchillas, aisladores, apartarrayos, crucetas para

evitar disturbios en lo posterior.

3.2.3 LICENCIAS CORRECTIVAS Son las licencias que se seccionan,con el mismo personal que se atiende el

disturbio, y se otorgan en el momento de la falla, con el mismo personal, con

que se segmento la falla.

Se le da la instrucción de verificar la zona segmentada con seccionamientos en

la Red de 23 kV, tiene que verificar la zona sin potencial, para la instalación de

tierras, para reparar o corregir los daños.

En ese momento se proponen mejoras a la red y cambios de equipos para la

continuidad del sistema, o el cambio de cuchillas individuales por botoneras o

nuevos restauradores y seccionalizadores con curvas más sensibles para mejorar

la continuidad del sistema.


49

3.2.4 POR QUEJA

Las licencias por queja son solicitadas por medio de un documento generado

por una llamada telefónica del usuario, cuando no hay energía eléctrica en su

domicilio, o hubo algún problema por una descarga eléctrica un accidente en las

instalaciones de LyFC o un desperfecto ocasionado por transeúntes

descuidados.

3.3 PLANEACIÓN, TRAMITE, PREPARACIÓN, EJECUCIÓN, Y

SUPERVISIÓN DE LICENCIAS.

Para evitar riesgos y trabajar con la mayor seguridad posible se requiere de una

planeación y preparación para llevar acabo trabajos, tanto preventivos como

correctivos, bajo la supervisión del personal especializado.

Esto nos obliga a considerar todas las medidas que nos lleven a minimizar los

riesgos en los trabajos para trabajar con seguridad y confiabilidad,

3.3.1 PLANEACIÓN En la oficina se analiza conjuntamente entre quien da y recibe la orden lo que se

va hacer, equipo donde se trabaja, su ubicación, recursos humanos, materiales

fecha, hora y programa de ejecución aclarando las dudas existentes.

(Describir, transmitir y explicar la orden de trabajo por el personal de mando

autorizado, en forma clara y precisa al personal operativo encargado de

ejecutarla, confirmando que la orden se ha comprendido.)


50

TRAMITE DE LICENCIA Los datos que debe contener una licencia son:

a) El nombre y departamento del solicitante

b) Identificación clara y precisa del equipo (se mecanografía el documento

con los juegos necesarios para cada participante, planos o croquis y programa

de ejecución; se tramita con toda anticipación posible con el departamento de

operación de redes a fin de coordinarla adecuadamente).

c) Fecha, hora y duración de la licencia.

d) Descripción esencial del trabajo que se efectuara.

e) Anexar planos o croquis.

f) Datos de cómo se atenderá la licencia, con interrupción al usuario o la

carga será tomada con planta de emergencia u hoja de cambios.

g) Carta del cliente en caso de que permita la interrupción o en servicios

importantes permiso para realizar la transferencia de carga.

3.3.3 PREPARACIÓN DE LICENCIAS

DESPUÉS DE ENTREGAR LA LICENCIA AL DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN REDES.

a) Se recibe del departamento de Operación de Redes juego de licencia

sellada, así como el número de registro de la misma.

b) El sector solicitante entregara a las áreas involucradas la licencia

autorizada para que el personal de mando (ingenieros de mesa y sobrestante

general), organicen los recursos humanos, materiales y equipos.


51

c) El sobrestante encargado de los trabajos de la licencia:

Programar oportunamente los recursos humanos que intervendrán

(personal de clase A y B, descansos etc.) Según lo planeado para su óptimo

aprovechamiento.

Revisará y preparará los materiales, herramientas y equipo a

utilizar encargándose de que se obtengan oportunamente y que estén en

condiciones para su utilización.

3.3.4 EJECUCIÓN Y SUPERVISIÓN DE LA LICENCIA

Ya estando en la ubicación de la licencia, se lleva a cabo lo siguiente:

a) Antes de cualquier trabajo, se efectúa una plática de 5 minutos por el

personal de mando con el personal operativo a fin de revisar las actividades

conforme al programa implementado, y revisar los posibles imprevistos;

comprobar la correcta comprensión de las tareas a desarrollar por cada

integrante de grupo operativo y por turno, aclarando toda duda existente.

b) Todo el personal portara su equipo de seguridad (guantes, casco,

herramientas adecuadas, etc.)

c) Delimitar la zona de trabajo con señalizaciones apropiadas

d) Se coordinara con el Operador de Redes en turno, solicitando la licencia.

Se harán las maniobras para dejar libre y sin potencial al equipo solicitado en la

misma.

e) Exigir se le demuestre o demostrarse por si mismo en su caso, la ausencia

de potencial, para conectar tierras de protección, aplicar bloqueos o instalar

otras protecciones.


52

f) La persona que tomara la licencia debe presenciar la demostración de que

el equipo esta sin potencial y, siempre que sea posible, presenciar las maniobras

para librarlo.

g) La persona que toma la licencia es responsable de la seguridad de los

trabajadores a su cargo y del manejo adecuado del equipo. No queda liberado de

esta responsabilidad aun después de distribuir el trabajo entre sus subalternos.

h) Proceder a la ejecución del trabajo apegándose estrictamente a lo

planeado, protegiéndose, aterrizando el equipo o cableado donde trabajara.

i) La supervisión se lleva a cabo permanentemente en todo el desarrollo de

las labores por el personal de mando.

3.4 SOLICITUD DE TRÁMITE DE LICENCIAS

Generación de la licencia

Esta se presenta de acuerdo a los trabajos por atender por cada área o sector

(S.P’s. D’s. programa de inversión, redes radiales, redes automáticas,

mantenimiento preventivo y correctivo, etc.)

3.5 TRABAJOS CONCLUIDOS DE ACUERDO A PROGRAMA DE ATENCIÓN Devolución y normalización del equipo.

Al termino de todos los trabajados amparados en dicha licencia se

coordinara con el Operador de Redes en turno para la devolución de la licencia,

la entrega de la misma se lleva a cabo en forma similar al de la recepción


53

(nombre de quien la entrega, si se termino o no el trabajo, si se retiraron los

medios de protección que se instalaron durante la licencia, descripción

sintetizada de lo que se pusieron durante la licencia. Descripción sintetizada de

lo que se realizo. Si el Operador de Redes queda satisfecho con lo expuesto,

aceptara la devolución de la licencia.

Con la finalidad de energizar y normalizar el equipo en licencia,

se coordinara el Operador de Redes con el personal asignado para las

maniobras.

1. Le indicara realizar inspección ocular del equipo devuelto (que cuente con

nomenclatura y sistema de tierras, etc.)

2. Estando todo en condiciones, se procederá a la normalización.

3. Todo el personal a la hora de las maniobras para su energización, se

mantendrá alejado del equipo a energizar, para evitar un accidente en caso de

una falla o explosión del mismo.

4. Si este equipo fuese un transformador o interruptor (nuevo o usado) no

realizar ninguna prueba (voltajes, secuencia, datos de placa, etc.) hasta

trascurridos 10 a 15 minutos. Después de estar energizado.

5. Ya concluidos los trabajos de normalización, el personal de la sección de

operación tomara todos los datos de placa de los equipos nuevos instalados y se

los proporcionará al Operador de Redes de Distribución.

3.6 CONTROL a) Evaluar el grado de cumplimiento alcanzado en el trabajo efectuado, con

base a lo planeado

b) Se sacaran conclusiones, observaciones y sugerencias.


54

3.7 EJEMPLO PRÁCTICO DE UNA LICENCIA

Programa de atención de la licencia no. 102

1. Confirmar la licencia con el ingeniero responsable o en turno (Operador

de Redes de Distribución).

2. Ubicarse en el lugar asignado con materiales y equipo de seguridad

necesario para la atención de la licencia asimismo proceder a limitarla zona de

trabajo.

3. Coordinarse con el ingeniero de Operación Redes e ingeniero encargado

de los trabajos para tomar el equipo en licencia, así mismo cerificar la ausencia

de potencial con el personal asignado (taller, operación e instalación).

4. Previa observación al operador, tomar carga de los BC’s

correspondientes, con la planta de emergencia.

5. Previa ausencia de potencial, desencintar bornes de baja tensión del

transformador (moles), retirar monofásicos y desconectar terminales tipo codo

en mediana tensión (posteriormente conectar terminales codo en sistema de

tierras). Figura 3.3 y 3.4

6. Retirar transformador dañado y reemplazarlo por otro de las mismas

características (en este caso, DCS pozo de 500 kVA).

7. Conectar monofásicos al transformador, encintar bornes de baja tensión y

conectar terminales tipo codo en mediana tensión.

8. Concluidos los trabajos, hacer una revisión final (verificar sistema de

tierras, tap correspondiente, etc.)

9. Ubicarse a una distancia considerable donde no represente riesgo alguno

al momento de energizar el transformador.


55

10. Devolver e informar al operador de redes de trabajos que fueron

concluidos según documento y proceder a energizar transformador, una vez

energizado esperar de 10 a 15 minutos.

11. Verificar voltajes, secuencia y correspondencia de fases, siendo esto

correcto, retirar planta de emergencia.

Licencia No. 102

Atendida por Queja No. 56700

Motivo: Daño en selector de circuitos del transformador DCS pozo

(Distribución cables subterráneos) de 500 kVA

Dirección: Calle río Panuco esquina con río Danubio

Red: Cuauhtémoc 23 kV


56

TRANSFORMADOR DAÑADO

Capacitación Especifica para Ingenieros de Turno de Cables Subterráneos Nivel Básico 2005

RIO

PO

O

RIO

DANUBIO

RIO

TIG

RIS

RIO

SENA

RIO

RHIN

RI O USUMACINTA

RIO AMAZO

NAS

R IO LER

MA

RI O PAN UC O

RIO NAZAS

2 3 C -2 0 0 67 -1 7

23 C -2 00 6 7 -1 5

2 3 C -2 0 06 7 -25

23 C - 2 006 7 - 2 3

2 3C -2 0 0 67 -1 6

2 3C -2 0 06 7 -2 2

2 3 C-2 0 0 67 - 24

2 3C -2 0 06 7 -2 6

2 3 C - 20 0 6 7- 2 8

2 3C -2 0 0 67 -3

2 3C -2 0 06 7 -7 8

Figura 3.2 Localización de transformador dañado

La Figura 3.2 presenta la ubicación del transformador dañado de 500 kVA

DCS (distribución cables subterránea)

Se cortocircuitan las terminales del transformador de distribución DCS pozo

(distribución de cables subterráneos de 500 kVA) para poder realizar las

pruebas al transformador. Como se muestra en la Figura 3.3 se cortocircuitan a

una barra de cobre y se aterrizan para realizar las pruebas al transformador o

para su reemplazo y no contaminarlas con humedad.


57

Figura 3.3 Terminales de transformador en corto circuito


58

Las terminales tipo codo del transformador DCS en la Figura 3.4 se muestran en

un pozo de visita cuando están preparadas y sujetas a la pared para no

contaminarlas con humedad.

Figura 3.4 Terminales de trasformador

Se tiene documentado con estas tablas los datos de placa y los voltajes que son

tomados en el día y noche para hacer los arreglos para tomar la carga de este

transformador por hoja de cambio, donde la red de B.T. puede absorber la carga

de este transformador como se muestra en la Tabla 3.1


59

Tabla 3.1 Cargas del transformador con su nomenclatura y el calibre de conductor

En la Tabla 3.1 se lleva el informe de cómo queda la hoja de cambio para

tomar la carga en B.T. hasta que sea reparado el transformador o el cambio de

este mismo.

En la Tabla 3.2 es un ejemplo de una hoja de cabios en B.T. tomando en cuenta

que se tiene amarres por B.T. con cajas de distribución llamadas X que se tienen

indicadas en la hojas de Operación de 3 km donde se marca la B.T. y mediana

tensión para la ubicación de los amarres con que se cuentan para poder

redistribuir la carga de un transformador dañado o en licencia.

D IA D E D IA D E

D R S A C O P L A D O 0 1 :4 9 1 8 :0 0

6 4 -7 4C

K V A : T A P : 3N ° S E R IE I- 7 1 7IM P E D A N C IA (% Z ) 5 ,0 2

2 3 0 0 0 -2 1 8 5 -2 0 7 0 0T R A N S F . E N E R G IZ A D O N O T R A N S F . E N E R G IZ A D O N O

R T E M PA C E IT E A S K A R E L IN E R T E E N S IL IC O N A P R O T . R E D P R O T . R E D

K V A : T A P :N ° S E R IEIM P E D A N C IA (% Z )

T R A N S F . E N E R G IZ A D O N O T R A N S F . E N E R G IZ A D O N OR T E M P

A C E IT E A S K A R E L IN E R T E E N S IL IC O N A P R O T . R E D P R O T . R E D

L U G A RR IO P A N U C O E S Q U IN A D A N U B IO

6 K v E Q U IP O A C A R G O

2 3 K v D E L S E C T O RD E D IS T R IB U C IÓ N

T IP O

B O V .

R E P O R T E N °

N O M B R E D E L S IS T E M A

C A R G A S D E T IE R R AR T ´s

1 1 1

C O N D IC IO N E S D E L A P R U E B AG R U P O P R O B A D O R D E D IA C H A R N E L A

1 1 0

G U S T A V O T R U J IL L O

P R O B A D O R D E N O C H E C H A R N E L A

S A Ú L Q U IR O Z

1 1 7 1 2 5 1 1 0 1 1 0V O L T S M E D IO SE N T R E F A S E S

A T IE R R A

2 1 7 2 1 7 2 1 7 2 1 0 2 1 0 2 1 01 2 0

A M A R R E

8 01

1 8 01 3 0

44 8

1 3 01 52 8

1 57 8

1 9 01 0 0

1 9 08 9

1 0 05 07 03 01 0

1 3 02

5 31 02 02 8

1 6 88 0

9 05 7

1 1 53 21 5

2 4 41 1 0

6 17 11 78

C R 3 5 0 1 X 1 5 0 7 4 6 0C R 3 5 0 1 X 1 5 0 7 4 6 1

C R 3 5 0 1 X 1 5 0 4 3 6C R 3 5 0 1 X 1 5 0 4 3 7

C R 3 5 0 1 X 1 5 0 7 4 5 7C R 3 5 0 1 X 1 5 0 7 4 5 9

CC R 3 5 0 1 X 1 5 0 7 4 5 8 1 3 7 1 4 7 3 0

B C A BC O N E C C IO N C A L IB R E B C N ° A

T IP O D E E N F R IA M IE N T O T E M P . C M A X . M IN . T E M P . C M A X . M IN .

C A B L E S B . T . A M P E R E S A M P E R E S

2 3 -C 2 3 -C S I S I

R E L A C IÓ N D E T R A N S F O R M A C IÓ N

A B CM A R C A :

N ° D E R . T . O R E D A B C

2 2 0 /1 2 7S I S I

T IP O D E E N F R IA M IE N T O T E M P . C M A X . M IN . T E M P . C M A X . M IN .2 3 -C 2 0 0 6 7 -2 2 2 3 -C 2 0 0 6 7 -1 7

%5 1 9 4 1 0 5 1 0 4 8 0

5 0 0

R E L A C IÓ N D E T R A N S F O R M A C IÓ N 4 4 4 5 6 4

A B CM A R C A :

C U B IE R T O 6 8 0 0

F A S E S S E P A R A D A S

P R U E B A D E D IAT IP O D E B U S

M A R IM B A

2 d e J u n io d e 2 0 0 5

1T R A N S F O R M A D O R E S

F E C H A

D E P A R T A M E N T O D E C A B L E S S U B T E R R Á N E O SP R U E B A S D E C A R G A Y V O L T A J E E N T R A N S F O R M A D O R E S D E D IS T R IB U C IÓ N

A M P E R E S A M P E R E S

8 8 0 0

C A J A D E 6 V IA S

F R A C C .

P R U E B A D E N O C H E

F E C H A 1 d e J u n io d e 2 0 0 5

S E M A N A :J U E V E S

H O R A :M IE R C O L E S

S E M A N A : H O R A :

N ° D E R . T . O R E D A B C

V


60

Tabla 3.2 Conexión en vías en las cajas de distribución en B.T.

Firma:Fecha:

REVISO

Firma:Fecha: Fecha:

DESCARGUES SOBRE PLANOS

Firma: Ing. Jefe Sección Operación

HOJA DE CAMBIOS NUMERONORMALIZO EN TERRENO Y PLANOS

Firma: Sbte. Gral. Seccion OperaciónFecha:

PREPARO LA HOJA EJECUTO Y ANOTO EN PLANOS

Con objeto Tomar la carga de la Bov. Jesus Ma. Y corregidora 23c-3216-75-74

Es necesario ejecutar las siguientes operaciones en forma provisional después de las 17:00 Hrs. del día 17 de Mayo 2005

ORDEN DE EJECUCION

TRANSITORIA DEFINITIVA

1

2

3

4

5

NOTA:

NOTA: Las maniobraspor M.T. Para librar el R.T. Se haran de acuerdo con el O.C. E Ing. encargado

LUZ Y FUERZA DEL CENTROCAMBIOS EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA SUBTERRANEO

En la Boveda Jesus Ma. Y Corregidora abrir y confirmar regreso de los BC's-2532, 2536, 2537, 2197, 2530, 2534, 1615, 2529 y abrir monofasicos. La carga de los BC's 2533,2531,se tomaron con Planta.

DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES

Sr. Jefe de Cuadrilla Sobrestante de operación del turno de 15:00 a 22:00 Hrs del día 16-05-05

En X-16 63-54 Soledad y Jesus Ma. (S.O) abrir via PTE y cerrar vía NORTE.

En X-10 63-54 Corregidora Fte. No. 56 entre Loreto y Alhondiga. Cerrar via OTE.

En X-20 63-54 Manzanares y Jesus Ma. (N.O) cerrar via PTE.

En X-7 63-54 Corregidora frente a No. 44 cerrar via OTE.

En Bov. Corregidora y Academia, verificar fus. Y dejar cerrado BC-2536

En las siguientes figuras se mostrará el procedimiento para tomar carga del

transformador dañado o que será reparado y es necesario tomar la carga de este

por hoja de cambios en B.T. donde se lleva cada maniobra en el registro de la

hoja de cambios. Como se muestra en la Figura 3.5 los BC´s que corresponden

a cada frontera para tomar la carga del transformador dañado.


61

RT 6354-2

RT 6354-7

RT 6354-8

RT 6354-3

SOLEDAD

CORREGIDORA

ACAD

EMIA

CORR

EO M

AYOR

JESU

S MAR

IA

X-166354

X-126354

X-236354 X-10

6354

X-316354

X-226354

X-206354

X-76354

X-196354

X-86354

X-36354

X-386354

X-26354

X-376354

RT 6354-9

SEALHONDIGA No. 12

RT 6355-7

BOVEDAJESUS MA. Y ZAPATART 6354-6

BOVEDACRUCES Y MANZANARESRT 6354-6

BOVEDAALHONDIGA Y MANZANARES

RT 6354-4

BC-2536 (140 A)BC-2529 (0 A)

BC-2537 (90 A)

BC-2534 (170 A)

BC-25

30 (1

80 A

mp)

BC-2531 (260 A)

BC-25

32 (1

60 A

)

BC-25

33 (3

10 A

)

BC-1615 (90 A)

BC-1607 (245 Amp) BC-1605 (113 A)

MANZANARES

BC-16

11

BC-2240 (62 A)

Boveda de Jesus Ma. y Corregidora tomando

carga

BC-3135 (160 A)

BC-2192 (187 A)

BC-2197 (30 A)

Figura 3.5 Conexión de las vías en cajas de distribución en B.T.

La Figura 3.5 muestra que vía de la caja de distribución en B:T queda cerrada.

en la X-16 o caja de distribución de B.T. del plano 6354 queda cerrada, la vía

sur con la poniente, en la calle de Jesús María esquina calle de Soledad, las

hojas de distribución donde está la B.T. de LyFC, se encuentran en planos de3

km de cartografía y plasmada la red subterránea, estos planos se tienen en cada

sala de Operación Redes de Distribución por sector divididos por cada zona que

es atendida por centro y se van llenando los datos en la Tabla 3.2 para poder

normalizar al concluir los trabajos de la licencia.

El personal de cuadrilla corta o Turno de Operación, son las personas

responsables para la normalización de la hoja de cambios para restablecer la

carga del transformador que se reemplazo o que se reparó.


62

RT 6354-2

RT 6354-7

RT 6354-8

RT 6354-3

SOLEDAD

CORREGIDORA

AC

AD

EMIA

CO

RR

EO M

AYO

R

JESU

S M

AR

IA

X-166354

X-126354

X-236354

X-106354

X-316354

X-226354

X-206354

X-76354

X-196354

X-86354

X-36354

X-386354

X-26354

X-376354

RT 6354-9

SEALHONDIGA No. 12

RT 6355-7




RT 6354-4

BC-2536 (140 A)BC-2529 (0 A)

BC-2537 (90 A)

BC-2534 (170 A)

BC

-253

0 (1

80 A

mp)

BC-2531 (260 A)

BC

-253

2 (1

60 A

)

BC

-253

3 (3

10 A

)

BC-1615 (90 A)

BC-1607 (245 Amp) BC-1605 (113 A)

MANZANARES

BC

-161

1

BC-2240 (62 A)


carga

BC-3135 (160 A)

BC-2192 (187 A)

BC-2197 (30 A)


En la Figura 3.6 se muestra que vía queda cerrada en B.T. en la X-10 del plano

6354 de las hojas de distribución, se marca la vía cerrada norte con la vía

poniente en la ubicación de la calle corregidora al oriente de Jesús María y estas

maniobras se realizan con personal de cuadrilla corta de operación o como se

había mencionado con los turnos asignados a los operadores de redes, este

trabajo se realiza con contactos que son insertados en las cajas de distribución

de B.T. se van llenando los datos en la Tabla 3.2 para poder normalizar al

concluir los trabajos de la licencia.


63

RT 6354-2

RT 6354-7

RT 6354-8

RT 6354-3

SOLEDAD

CORREGIDORAA

CA

DEM

IA

CO

RR

EO M

AYO

R

JESU

S M

AR

IA

X-166354

X-126354

X-236354 X-10

6354

X-316354

X-226354

X-206354

X-76354

X-196354

X-86354

X-36354

X-386354

X-26354

X-376354

RT 6354-9

SEALHONDIGA No. 12

RT 6355-7




RT 6354-4

BC-2536 (140 A)BC-2529 (0 A)

BC-2537 (90 A)

BC-2534 (170 A)

BC

-253

0 (1

80 A

mp)

BC-2531 (260 A)

BC

-253

2 (1

60 A

)

BC

-253

3 (3

10 A

)

BC-1615 (90 A)

BC-1607 (245 Amp) BC-1605 (113 A)

MANZANARES

BC

-161

1

BC-2240 (62 A)


carga

BC-3135 (160 A)

BC-2192 (187 A)

BC-2197 (30 A)


La Figura 3.7 muestra que vía queda cerrada en B.T. en la X-20 queda cerrada

la vía norte con la sur de plano 6354 de Jesús María y Manzanares, esta vía

pertenece a la bóveda de la calle de cruces y Manzanares con coordenadas del

transformador 6354-6 se van llenando los datos en la Tabla 3.2 para poder

normalizar al concluir los trabajos de la licencia.


64

RT 6354-2

RT 6354-7

RT 6354-8

RT 6354-3

S OLE DAD

CORREGIDORA

ACADEMIA

CORREO MAYOR

JESUS MARIA

X-166354

X-126354

X-236354 X-10

6354

X-316354

X-226354

X-206354

X-76354

X-196354

X-86354

X-36354

X-386354

X-26354

X-376354

RT 6354-9

SEALHONDIGA No. 12

RT 6355-7

BOVEDAJES US MA. Y ZAPATART 6354-6

BOVEDACRUCES Y MA NZA NARESRT 6354-6

BOVE DAALHONDIGA Y MANZANARES

RT 6354-4

B C-2536 (140 A)BC- 2529 (0 A )

BC- 2537 (90 A)

BC -2534 (170 A)

BC-2530 (180 Amp)

B C-2531 (260 A)

BC-2532 (160 A)

BC-2533 (310 A)

BC -1615 (90 A )

BC -1607 (245 A mp)B C-1605 (113 A)

M ANZANARES

BC-1611

BC- 2240 (62 A)


carga

B C-3135 (160 A )

B C-2192 (187 A)

B C-2197 (30 A)


La Figura 3.8 muestra que vía queda cerrada en B.T. en la X-7 y se

van llenando los datos en la Tabla 3.2 para poder normalizar al



65

RT 6354-2

RT 6354-7

RT 6354-8

RT 6354-3

SOLEDAD

CORREGIDORAA

CA

DEM

IA

CO

RR

EO M

AYO

R

JESU

S M

AR

IA

X-166354

X-126354

X-236354 X-10

6354

X-316354

X-226354

X-206354

X-76354

X-196354

X-86354

X-36354

X-386354

X-26354

X-376354

RT 6354-9

SEALHONDIGA No. 12

RT 6355-7




RT 6354-4

BC-2536 (140 A)BC-2529 (0 A)

BC-2537 (90 A)

BC-2534 (170 A)

BC

-253

0 (1

80 A

mp)

BC-2531 (260 A)

BC

-253

2 (1

60 A

)

BC

-253

3 (3

10 A

)

BC-1615 (90 A)

BC-1607 (245 Amp) BC-1605 (113 A)

MANZANARES

BC

-161

1

BC-2240 (62 A)


carga

BC-3135 (160 A)

BC-2192 (187 A)

BC-2197 (30 A)


En la Figura 3.9 se muestra como van quedando las vía en B.T.

tomando la carga del transformador y se van llenando los datos en la

Tabla 3.2 para poder normalizar al concluir los trabajos de la licencia.


66

RT 6354-2

RT 6354-7

RT 6354-8

RT 6354-3

SOLEDAD

CORREGIDORAA

CA

DEM

IA

CO

RR

EO M

AYO

R

JESU

S M

AR

IA

X-166354

X-126354

X-236354 X-10

6354

X-316354

X-226354

X-206354

X-76354

X-196354

X-86354

X-36354

X-386354

X-26354

X-376354

RT 6354-9

SEALHONDIGA No. 12

RT 6355-7




RT 6354-4

BC-2536 (140 A)BC-2529 (140 A)

BC-2537 (90 A)

BC-2197 (30 A)BC-2534 (170 A)

BC

-253

0

(1

80 A

)

BC-2531 (PLANTA TOMAR CARGA)

BC

-253

2 (7

8 A

)

BC

-253

3

(P

LAN

TA T

OM

AR

CA

RG

A)

BC-1615 (90 A)

BC-1607 BC-1605 (113 A)

MANZANARES

BC-

1611

(7

8 A

)

Boveda de Jesus Ma. y Corregidora sin carga

293 A

BC-2240 (62 A)

BC-2192 (187 Amp)

(187 A)

277 A

168 A

140 A

BC-3135 (82 A)






67

RT 6354-2

RT 6354-7

RT 6354-8

RT 6354-3

SOLEDAD

CORREGIDORAA

CA

DEM

IA

CO

RR

EO M

AYO

R

JESU

S M

AR

IA

X-166354

X-126354

X-236354 X-10

6354

X-316354

X-226354

X-206354

X-76354

X-196354

X-86354

X-36354

X-386354

X-26354

X-376354

RT 6354-9

SEALHONDIGA No. 12

RT 6355-7




RT 6354-4

BC-2536 (140 A)BC-2529 (140 A)

BC-2537 (90 A)

BC-2197 (30 A)BC-2534 (170 A)

BC

-253

0

(1

80 A

)


BC

-253

2 (7

8 A

)

BC

-253

3

(P

LAN

TA T

OM

AR

CA

RG

A)

BC-1615 (90 A)

BC-1607 BC-1605 (113 A)

MANZANARES

BC-

1611

(7

8 A

)


293 A

BC-2240 (62 A)

BC-2192 (187 Amp)

(187 A)

277 A

168 A

140 A

BC-3135 (82 A)

Figura 3.11 Conexiones de las vías en cajas de distribución en B.T.





68

RT 6354-2

RT 6354-7

RT 6354-8

RT 6354-3

SOLEDAD

CORREGIDORA

ACAD

EMIA

CORR

EO M

AYO

R

JESU

S M

ARIA

X-166354

X-126354

X-236354 X-10

6354

X-316354

X-226354

X-206354

X-76354

X-196354

X-86354

X-36354

X-386354

X-26354

X-376354

RT 6354-9

SEALHONDIGA No. 12

RT 6355-7




RT 6354-4

BC-2536 (140 A)BC-2529 (140 A)

BC-2537 (90 A)

BC-2197 (30 A)BC-2534 (170 A)

BC-2

530

(180

A)


BC-2

532

(78

A)

BC-

2533

(PLA

NTA

TO

MAR

CA

RGA)

BC-1615 (90 A)

BC-1607 BC-1605 (113 A)

MANZANARES

BC-

1611

(7

8 A

)


293 A

BC-2240 (62 A)

BC-2192 (187 Amp)

(187 A)

277 A

168 A

140 A

BC-3135 (82 A)

Figura 3.12 Conexiones de las vías en cajas de distribución en B.T.

La Figura 3.12 muestra que vía queda cerrada en B.T. en la X-7 y se van

llenando los datos en la Tabla 3.2 para poder normalizar al concluir los trabajos

de la licencia.

Capitulo 4 : Conclusiones Generales

69

Capitulo 4 Conclusiones Generales

Para el suministro de energía eléctrica, la entidad cuenta con un sistema

integrado por redes aéreas y subterráneas en tensiones de 23 kV

El sistema aéreo de 23 kV es confiable y esta suministrando el 98 % de total

de la entidad y el 2% por red eléctrica de 23 kV subterránea esta es mas

confiable pero mucho más costosa.

Este sistema mallado que se tiene en la zona central sirve para evitar grandes

apagones por estar intercalados los alimentadores de la red 23 kV de LyFC y

evitar grandes pérdidas en nuestro país, este sistema interconectado, nos

permite realizar diversos movimientos de cargas en las subestaciones.

Los procedimientos que se llevan a cabo para mantener en funcionamiento el

sistema cuando ocurre un disturbio en la red de 23 kV, son puntuales, ya que

la coordinación entre las protecciones que se cuenta con los equipos en las

subestaciones, deben de estar en constante revisión ,ya que los relevadores

operados en la subestación, dependiendo del alimentador que se trate, se

coordinan con los equipos que se tienen distribuidos en la red, tanto en

troncales como subtroncales de la malla

Las cuadrillas que se tienen dispersas en la zona, en relación de su sector se

traslapan para poder realizar maniobras en poco tiempo y no dejar zonas

extensas sin suministro de energía eléctrica.


70

Se han desarrollado diversos sistemas para lograr el menor tiempo de

interrupción, que es telecontrolar equipos ya se han restauradores,

seccionalizadores y botoneras para segmentar a la brevedad la línea o

alimentador que se encuentra en disturbio y tratar de segmentar la parte

afectada y dar la solución inmediata a la reparación de los problemas

ocasionados por el desperfecto.

Se ha tratado de dar solución, a la problemática ocasiona por las zonas

arboladas ó conflictivas debido a personas agresivas, con elementos

telecontrolados para satisfacer la solución provisional antes de poder

telecontrolar todos los elementos, y así tener la mayor parte del sistema

identificado por nodos y automatizarlos.

También se presenta la manera de atender y solucionar la problemática

cuando ocurre una falla en la red de 23 kV , se presenta la forma oportuna con

que es atendido el disturbio o la falla, en la zona metropolitana de la Ciudad

de México.

Los alimentadores que forman la gran malla de 23 kV están energizados por

Subestaciones Eléctricas de Distribución, ubicadas en puntos estratégicos para

dar solución a la zona central del país.

Con las subestaciones y los alimentadores interconectados se balancean las

cargas de estos, para dar un servicio continuo a los usuarios demandantes. La

construcción y reparación de la red de 23 kV va ha asociada con la solución de

localizar fallas y segmentarlas a la brevedad posible, para evitar pérdidas y

contratiempos a los usuarios de esta red.


71

El programa de licencias, se desarrolla con planes de mantenimiento

preventivo y correctivo para evitar pérdidas

Dando posibles soluciones de eliminar las interrupciones, por fallas de

disturbios, inclemencias meteorológicas, corto circuitos en el mismo equipo

instalado por falta de mantenimiento, y a veces ocasionados por diversas

causas no competentes a Luz y Fuerza del Centro.

Se han desarrollado diversas formas de solicitar licencias en la red de 23 kV,

los equipos que se solicitan, son equipos que se han recibido por el centro de

operación redes de distribución o el personal que esta a cargo de recibir los

equipos energizados quienes son los que tienen la facultad de entregar

licencias en equipos dañados, con problemas de desperfectos en alguna parte

afectada y también para el reemplazo de un elemento de la red de 23 kV.

Los pasos para solicitar una licencia en algún segmento de línea, en algún

equipo a reemplazar , o algún equipo a reparar, se estudia y analiza la zona

donde se encuentra este problema para plantear la solución y que sectores

operativos o personales atenderán los pendientes se encuentren. De acuerdo

con las condiciones que se solicite la licencia para la realizar los trabajos con

la confianza y seguridad que se tenga que laborar en las instalaciones que se

han solicitado para su revisión o su reparación.

Se coordinan los trabajos con operación redes ya que el ingeniero sabe las

condiciones del equipo y a que departamento se ha canalizado esta reparación,

teniendo en cuenta las condiciones que la solución del problema se ha

presentado en el instante o a sido programado con antelación para la solución

de este.

72

BIBLIOGRAFÍA

1.-John J. Grainger, Willian D. Stevenson Análisis de Sistemas de Potencia

Mc.Graw Hill 1996 primera Edición en Español.

2.-Willian D. Stevenson Analisis de Sistema Eléctricos de Potencia Mc. Graw

Hill 1988 Segunda edición

3.-José Ramírez Vázquez Enciclopedia CEAC de Electricidad y Medidas

Eléctricas. ediciones CEAC. S.A. 1984 primera edición.

4.-Manual de Diseño de Subestaciones Características de la Red Eléctrica de

Luz y Fuerza del Centro Subdirección de Planeación Estratégica, Subgerencia

de Desarrollo Tecnológico 2003

5.-Capacitación Especifica de Ingenieros de Turno de Cables Subterráneos nivel

básico.2005 Subdirección de Distribución y Comercialización de Luz y Fuerza

del Centro.

6.-Jose Tovar Arroyo Reglamento de Operación Luz y Fuerza del Centro.

Subdirector Técnico, 1965.

73

ANEXO 1 TERMINOS UTILIZADOS EN OPERACIÓN DE LyFC

Las siguientes definiciones es el vocabulario que se utiliza para

uniformizar los términos usados en Operación.

Alimentador.- Es el circuito radial (es decir, conectado normalmente a

una sola estación receptora) que suministra energía eléctrica a uno o

varios servicios directamente o a varias subestaciones de distribuidoras.

Los alimentadores se clasifican de acuerdo con su carga, según los

siguientes colores:

Blancos.- Carga de suma importancia (hospitales, bomberos, primer

cuadro de la ciudad fábricas de proceso continuo).

Azules.- Carga industrial predominante.

Amarillos.- Carga residencial predominante.

Operación Ciudad.- Es el conjunto de alimentadores radiales de 23 kv;

13.2 kv, alimentadores y redes 6 kv, baja tensión; subestaciones

conectadas a los mismos alimentadores y equipo de alumbrado publico,

este conjunto suministra energía eléctrica a una ciudad y zonas

circunvecinas.

Coordinador de Quejas.- Es la persona encargada de controlar las

quejas del público por defectos del servicio eléctrico en la zona que

controlan los Operadores de Ciudad.

Cuchilla.- Es el instrumento compuesto de un contacto móvil o navaja y

de un contacto fijo o recibidor.

74

La función de las cuchillas consiste en seccionar, abrir o cerrar circuitos

eléctricos sin carga, excepto cuando se trata de algunos tipos de cuchillas

con rompearcos.

Cuchillas Rompearcos.- Son aquellas que tienen dispositivos para

romper los arcos. Estas cuchillas son accionadas en grupo.

Desconectar.- Una parte del equipo (generador, línea, etc.) es abrir

únicamente su interruptor, sin abrir sus cuchillas, de manera que para

ponerle potencial basta cerrar el interruptor.

Disturbio.- Es una alteración, por lo general breve y de peligro, de las

condiciones normales del sistema.

División.- Es un grupo de plantas y subestaciones que, por disposición

geográfica y eléctrica, puede controlar el Operador de Sistema como una

sola unidad. La operación de cada estación es controlada localmente por

el Operador de División.

Enclavamiento.- Es el bloqueo de un equipo en posición de conectado o

desconectado, según las condiciones en que se encuentra el mismo u otro

equipo relacionado.

Energizar.- Significa permitir que en el equipo adquiera potencial

eléctrico, presión de agua o vapor y, en general fluidos que puedan causar

daños al personal o al equipo mismo.

Equipo.- Es el conjunto de maquinas, aparatos, circuitos, tuberías, etc.,

cuya misión es generar, transmitir o distribuir energía eléctrica.

Equipo Vivo.- Es el que esta energizado.

Equipo Muerto.- Por lo tanto es que no está energizado.

75

Estación.- Es la instalación que se encuentra dentro de un espacio

cerrado, que genera, transforma, envía, recibe o distribuye energía

eléctrica.

Excitar.- Un generador significa pasar corriente por el campo de

excitación. Excitar otro equipo significa energizarlo.

Gobernador.- (O regulador de velocidad) es un dispositivo que actúa

sobre el motor primario de una unidad generadora para controlar su

velocidad, su carga o ambas.

Ingeniero de Turno.- Es la persona inmediatamente responsable del

funcionamiento de una planta o de un departamento encargado de la

operación o mantenimiento del equipo.

Interruptor.- Es el aparato que sirve para abrir o cerrar circuitos

eléctricos, con o sin carga, o con corrientes de falla.

El medio dentro del cual se corta el arco eléctrico puede ser aceite, aire,

campo magnético, etc.

Se usan los siguientes términos en relación con los interruptores:

Abrir o Cerrar un interruptor con su control eléctrico significa conectar o

separar sus contactos, operando la manija de control eléctrico en el

tablero (control remoto) o en propio gabinete del interruptor (control

inmediato).

Abrir o Cerrar un interruptor mecánicamente significa conectar o separar

sus contactos, actuando directamente sobre el mecanismo (mediante

palancas, gatos, botones de apertura, etc.).

Botarse o Dispararse.- Un interruptor es abrirse automáticamente

cuando función la protección, sin que intervenga el operador.

76

Jefe de Estación.- Es la persona directamente responsable del

funcionamiento técnico y administrativo de una estación.

Jefe de Operadores de Sistema.- Es la persona que supervisa la

operación de todo el Sistema.

Librar.- Una parte del equipo es dejarlo sin potencial eléctrico, sin vapor,

agua a presión u otros fluidos peligrosos para el personal, aislándolo

completamente del resto del equipo mediante sus cuchillas, fusibles,

válvulas u otros dispositivos; asegurándolo además contra la posibilidad

de que por accidente o equivocación pueda quedar vivo; valiéndose para

esto de candados, retiro de fusibles, colocación de tarjetas, letreros y

barreras de precaución, etc.

Licencia.- Es la autorización especial que se concede a una persona para

que ella o el personal a sus órdenes ejecuten un trabajo en alguna parte

del equipo. Se dice que tal parte del equipo “esta en licencia”.

Línea de Distribución.- Como su nombre lo indica, sirve para distribuir

la energía de las estaciones o subestaciones a los consumidores, aunque

también puede servir para unir dos o mas estaciones entre sí.

Línea de Transmisión.- Es el circuito eléctrico cuya misión principal es

conducir energía eléctrica entre estaciones generadoras o receptoras.

Maniobra.- (de operación) es cualquier cambio ejecutado en las

condiciones de trabajo existente en el equipo.

Se excluye de esta denominación los cambios debido a la acción

automática de los dispositivos de protección o cualesquier otros ocurridos

sin la intervención del operador.

77

Maquinista.- Es la persona cuya principal labor consiste en vigilar en las

plantas de Nonoalco y Tacubaya, la operación de los motores primarios

(turbinas, motores diesel) de las unidades generadoras.

Operador.- Es la persona cuya principal labor consiste en vigilar

constantemente y eficazmente la operación del equipo a su cargo.

Operador de Ciudad.- Son las personas que dirigen la operación normal

y de emergencia en el equipo denominado “Ciudad” de la zona central.

Operador de División.- Es la persona encargada de la operación de una

división.

Operador de Estación.- Es el operador que tiene a su cargo una estación.

Operador de Sistema.- Son los directores de la operación normal y de

emergencia en el Sistema, exceptuando el equipo a cargo de los

Operadores de Ciudad.

Permisos.- Es la autorización que dan los Operador de Sistema, Operador

de Ciudad, o el Operador de la División a una persona de la Compañía

para que la misma, o el personal que este bajo su control, ejecute trabajos

en lugres peligrosos dentro e las estaciones o fuera de ellas en lugares

próximos a los circuitos eléctricos.

Planta.- Es la estación cuya principal función consiste en generar energía

eléctrica.

Protección Eléctrica.- Protección es el conjunto de aparatos y

relevadores que desconectan automáticamente (botan) los interruptores

necesarios para separar equipos defectuosos, o que hacen operar otros

dispositivos (extintores etc.), para evitar que el disturbio aumente de

proporciones o que se propague.

78

Ramal.- Es un circuito eléctrico, generalmente de corto longitud, que está

conectado a una línea de distribución o a un alimentador y que sirve para

suministrar energía a uno o varios servicios o subestaciones.

Relatorio.- Es un libro donde el operador debe anotar con cuidado y

claridad todas las maniobras, licencias y novedades en general ocurridas

durante su turno, con la hora exacta en que tuvieron efecto.

Relevador.- es un dispositivo ajustado para proteger un equipo contra

daños o condiciones peligrosas. Opera sobre interruptores, válvulas,

quemadores, alarmas, etc. Para separar eléctrica, mecánica o

térmicamente el equipo en peligro, para indicar el principio de

condiciones anormales o para hacer funcionar sistemas contra incendios.

Sistema.- Es el conjunto de estaciones y líneas de transmisión y

distribución, ligadas eléctricamente, que se encuentran en la zona central

de México.

Sobrestante de Operación.- Es la persona encargada de vigilar la

operación de las unidades generadoras en la Planta de Lechería.

Subestación.- Es la estación que transforma y distribuye energía

eléctrica.

Unidad Generadora.- Es una máquina rotatoria compuesta de un motor

primario (turbina hidráulica, turbina de vapor, motor diesel, etc.),

acoplado a un generador eléctrico.

79

ANEXO B DIAGRAMAS ELECTRICOS

Figura B.l Arreglo de Anillo sencillo

80

m m

-1' .............. ,. I'-----'

"4 T~I'

Figura B.2 Doble barra con interruptores de amarre

81

-f. /0

1 f /~-

Figura B.3 Barra Sencilla

82

t ¡ ~ & & ~ o ~ o

I I I 11 t I ~ I I I I I I I I I I I I I I I I

Figura 8.4 Arreglo de barra sencilla

83

1

1

.,~

Figura 8.5 Interruptor y medio

84

fJ-"'-o~

T T

Figura 8.6 Arreglo de interruptor V medio

85

.,.

...

Figura 8.7 Anillo

86

)-------+-+-,

Figura 8.8 Arreglo de doble barra, doble interruptor

87

--f-+- -

Figura 8.9 S.E. convencional tipo cliente 85 kV alimentación en anillo

88

portada TESIS 30 DE JUNIOtesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/5025/1/... · Este restaurador es un interruptor contenido en un medio dieléctrico con funcionamiento electromecánico

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