Instituto Politécnico Nacional

Centro de Estudios Científicos y Tecnológicos

“Cuauhtémoc”

Academia de Instalaciones y Mantenimiento Eléctrico

Mantenimiento a Subestaciones Eléctricas

Sistemas de Puesta a Tierra

Prof.: José Jorge García Jiménez

Castillo Lozano Julio Cesar

Cedillo Baltazar Adoración Soledad

Martínez Aburto Yoan

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Sistemas de tierras.

El NEC 100 define tierra eléctrica “ground” como una conexión entre el circuito eléctrico y tierra (puesta a tierra del sistema) o entre el equipo y tierra (puesta a

tierra del equipo), en caso de que la tierra no esté disponible, la unión es con algún otro elemento conductor que sustituya a la tierra (en el caso de un automóvil la “tierra” es el chasis). Conviene distinguir entre la puesta a tierra del sistema de alimentación y la puesta a tierra del equipo.

La puesta a tierra del sistema de alimentación eléctrica consiste en unir al sistema de electrodos uno de los conductores de la acometida o uno de los conductores que salen del secundario de un transformador; a este conductor se le conoce como conductor puesto a tierra. 

La tierra y la resistividad.

La resistividad del suelo es la propiedad que tiene éste, para conducir electricidad, es  conocida además como la resistencia específica del terreno. En su medición, se promedian los efectos de las diferentes capas que componen el terreno bajo estudio, ya que éstos no suelen ser uniformes en cuanto a su composición, obteniéndose lo que se  denomina "Resistividad Aparente" que para el interés de este trabajo, será conocida simplemente como "Resistividad del Terreno".

En la NOM-022-STPS-1999 se define el término resistividad, como la resistencia que ofrece al paso de la corriente un cubo de terreno de un metro por lado.

De acuerdo con la NOM-008-SCFI-1993, Su representación dimensional debe estar expresada en Ohm-m, cuya acepción es utilizada internacional-mente.

La resistividad del terreno varía ampliamente a lo largo y ancho del globo terrestre, estando determinada por:

• Sales solubles 
• Composición propia del terreno 
• Estratigrafía 
• Granulometría 
• Estado higrométrico 
• Temperatura 
• Compactación      

COMPOSICIÓN DEL TERRENO

La composición del terreno depende de la naturaleza del  mismo. Por ejemplo, el suelo de arcilla normal tiene una resistividad de 40-500 ohm-m por lo que una varilla electrodo enterrada 3 m tendrá una resistencia a tierra de 15 a 200 ohms respectivamente. En cambio, la resistividad de un terreno rocoso es de 5000 ohm-m o más alta, y tratar de conseguir una resistencia a tierra de unos 100 ohm o menos con una sola varilla electrodo es virtualmente imposible.

TUBERÍA METÁLICA DE AGUA ENTERRADA

Para que una tubería de agua pueda usarse como electrodo de puesta a tierra, debe reunir los siguientes requisitos:

1. Por lo menos tener 3 m en contacto directo con la tierra.
2. Eléctricamente continua hasta el punto de conexión, puenteando el medidor del agua, si está colocado en una posición intermedia.

La única desventaja de su uso es que debe complementarse con un electrodo adicional, de cualquiera de los tipos mencionados arriba.

Por otro lado, la American Wáter Works Asociación está propugnando por eliminar las tuberías de agua como electrodos principales, debido a que con el uso cada vez mayor de equipos electrónicos, la corriente de fuga a tierra es en parte corriente continua, lo que provoca corrosión galvánica en las tuberías. 

No confundir este tipo de electrodo, con el requerimiento, casi siempre olvidado, del artículo (250-80a) de la norma oficial mexicana , de conectar los sistemas interiores de tuberías para agua al puente de unión principal o a los electrodos de puesta a tierra, de acuerdo con la tabla 250-94 de la misma norma, con el fin de igualar potenciales en caso de una falla.

ELECTRODOS DE VARILLA O TUBERÍA

De acuerdo con la NOM (250-83c) los electrodos de varilla y tubo, no deben tener menos de 2,40 m de largo y deben instalarse de tal modo que por lo menos 2,40  m de su longitud esté en contacto con la tierra. Las varillas de metales no ferrosos deben estar aprobadas y tener un diámetro no inferior a 13 mm de diámetro, y las demás de por lo menos 16 mm. Las tuberías deben tener un diámetro no inferior a  19 mm, y si son de hierro, deben tener una protección contra corrosión en su superficie.

Hay que notar que la varilla de 5/8" comercial mide 14,7 mm de diámetro y que la varilla con protocolos de CFE 16 mm.

Las varillas de acero con un recubrimiento de cobre (copperweld) de 10 milésimas dura un promedio de 35 años en un suelo promedio; si tiene un recubrimiento de 13 milésimas dura hasta 45 años. En cambio, una varilla de acero galvanizado tiene una vida estimada de 15 años.

Estos electrodos se aplican al suelo mediante percusión hasta que alcanzan la profundidad adecuada. En caso de terrenos rocosos o de tepetate, las varillas no pueden meterse de esa manera; se doblan o solamente no pueden entrar. Ocasionalmente se ha sabido de casos donde las varillas han sido regresadas hacia la superficie después de haber tratado de clavarlas en terrenos rocosos.

Cuando la roca está a menos de 2,40 m, estos electrodos pueden meterse en diagonal hasta con un ángulo de 45 grados de la vertical. Pero, si no es este el caso, se deben enterrar horizontales en una trinchera abierta para el caso a 800 mm de profundidad por lo menos.

ELECTRODOS DE PLACA

Los electrodos de placa no deberán tener menos de 0,2 metros cuadrados de superficie en contacto con el suelo. Y las placas de acero o fierro deberán tener por lo menos 6,4 mm de espesor. Si son de material no ferroso deberán tener por lo menos 1,52 mm de espesor.

 EJEMPLOS DE LISTADOS DE MATERIALES PARA PUESTA A TIERRA.

150	m	Cable de cobre temple suave de 19 hilos, calibre 4/0 AWG. Marca Conductores Monterrey Viakon.
9	Pza	Varilla electrodo de puesta a tierra de tipo Copperweld de 5/8" de diámetro, y 3 m de longitud. Con 0.010" de revestimiento.
1	Pza	Molde para conector exotérmico en "X" de cable de paso calibre 4/0 AWG  a cable de paso calibre 4/0 AWG, marca Cadweld modelo XBM-2Q2Q
1	Pza	Molde para conector exotérmico en  "T" de cable de paso calibre 4/0 AWG  a cable de derivación a tope calibre 4/0 AWG, marca Cadweld modelo XAC-2Q2Q
1	Pza	Molde para conector exotérmico de  cable de paso calibre 4/0 AWG a varilla electrodo de 5/8", marca Cadweld modelo GTC-162Q
1	Pza	Conector mecánico para cable 4/0 de paso a varilla 5/8", marca Burndy modelo GAR6429
16	Pza	Carga para soldadura exotérmica marca Cadweld modelo 250
6	Pza	Carga para soldadura exotérmica marca Cadweld modelo 200
9	Pza	Carga para soldadura exotérmica marca Cadweld modelo 115
1	Pza	Registro de PVC de 10" de diámetro y 24" de profundidad. Tapa de acero. Marca Harger Modelo 362PBS

MEDICIONES A TRANSFORMADORES

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

CENTRO DE ESTUDIOS CIENTIFICOS Y TECNOLOGICOS 7 "CUAUHTEMOC"

ACADEMIA DE INSTALACIONES Y MANTENIMIENTO ELECTRICOS

 

GARCIA FERNANDEZ JOSE PABLO

LÓPEZ RANGEL EDUARDO

MIRANDA GONZALEZ GENARO PABLO

 

PROF - JOSE JORGE GARCIA JIMENEZ

 

 

 

PRUEBAS A TRANFORMADORES

Para los transformadores de potencia existe una rutina de pruebas de manteniminto predictivo quecomplementan los análisis fisicoquímicos y de cromatografía de gases que se realizan en el aceite dieléctricoaislante, estas pruebas son de tipo eléctrico y sirven para determinar si el transformador conserva suscaracterísticas electromecánicas. Estas pruebas se realizan directamente sobre el transformadordesenergizado con resultados inmediatos y permiten tomar decisiones sobre la necesidad de programaractividades de mantenimiento preventivo y/o correctivo antes de que ocurra una falla grave.

Estas pruebas son:

Resistencia óhmica de devanados. A través de esta prueba se identifican falsos contactos y espirasabiertas o en cortocircuito al interior del transformador.

Relación de transformación (TTR). Con esta prueba se establece una relación entre el número devueltas que lleva el devanado de alta tensión contra el número de vueltas del devanado de bajatensión para las diferentes posiciones del tap de un transformador, con lo que se determina lacorrecta correspondencia entre los voltajes de entrada y de salida de acuerdo a lo especificado por elfabricante del mismo.

Resistencia de aislamiento. Verifica que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen conla resistencia mínima soportable para las condiciones de operación a la que será sometido, así comocomprobar la adecuada conexión entre sus devanados y la puesta a tierra.

 

MEDICIONES ELECTRICAD DE TRANSFORMADORES

La importancia de realizar mediciones eléctricas para un correcto plan de mantenimiento de transformadores es invalorable, ya que mediante distintos instrumentos específicos, se miden e indican magnitudes eléctricas como; corriente, carga, potencial y energía, o las características eléctricas de los circuitos como; la resistencia, la capacidad y la inductancia de los transformadores y permiten localizar las causas de una operación defectuosa en los cuales, como es bien sabido, no es posible apreciar su funcionamiento en una forma visual, como en el caso de un aparato mecánico.
En un buen programa de mantenimiento de transformadores la información que suministran los instrumentos de medición eléctrica es fundamental que resulte interpretada por personal calificado, idóneo y experimentado.
Las principales mediciones eléctricas para el mantenimiento de transformadores realizables en campo son:

• Resistencia de aislación de los bobinados.
  2) Puesta a tierra.
  3) Resistencia omhica de devanados.
  4) Relación de transformación.
  5) Índice de Polarización.
  6) Tangente delta y capacidad.

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DE LOS BOBINADOS

Usted ha visto que un buen aislamiento tiene alta resistencia; un aislamiento pobre tiene baja resistencia relativamente. Los valores reales de resistencia pueden se rmás altos o más bajos, dependiendo de factores cómo la temperatura o el contenido de humedad (la resistencia disminuye con la temperatura o la humedad).Sin embargo, con los registros y un poco de sentido común, usted puede tener una buena imagen de las condiciones del aislamiento de valores que son sólo relativos.El probador de aislamiento MEGGER es un instrumento pequeño y portátil que le da una lectura directa de la resistencia de aislamiento en ohms omegaohms. Para un buen aislamiento, la resistencia se lee generalmente en el rango de los megaohms.El probador de aislamiento MEGGER es esencialmente un medidor de resistencia de alto rango(óhmetro) con un generador de corriente directa interconstruido. Este medidor es de construcción especial con bobinas de corriente y bobinas de voltaje que permiten que los ohms verdaderos se puedan lee rdirectamente, independientemente del voltaje aplicado. Este método no es destructivo; es decir, no ocasiona deterioro del aislamiento.

1. cómo se mide laresistencia deaislamiento
2. prueba deaislamientoescala indicadorade la resistencia
3. gle
4. cables de pruebahiloaislanteconductoralambre de

 

PUESTA ATIERRA

El término “puesta a tierra” (grounding) consiste en varias funciones que tienen en común la utilización de la tierra. Se pueden distinguir dos tipos de puesta a tierra:

• Puesta a tierra de protección: se puede describir como un método para proteger a las personas y a los equipos de valores de tensión peligrosos. Ejemplos:
• Conexión de pantallas de cables a tierra para evitar perturbaciones en componentes electrónicos
• Conexión de los cierres metálicos de un conjunto de celdas de MT
• Puesta a tierra del sistema: se puede describir como la conexión deliberada a tierra de un sistema eléctrico en tensión. Esta conexión se realiza normalmente en los puntos neutros, aunque existen otras soluciones

Cualquier sistema eléctrico puede ser puesto a tierra, pero en este tema se trata únicamente de la puesta a tierra de sistemas eléctricos de alta tensión (Vn ≥ 1 kV) Si un punto del sistema se pone a tierra, todo el sistema comprendido entre los aislamientos galvánicos de los transformadores estará puesto a tierra

PRUEBA DE RESISTENCIA OHMICA A DEVANADOS

esta prueba es aplicable a transformadores de potencia, de distribu-cion, de instrumentos, autotransformadores, reguladores de voltaje,reactores y contactos de interruptores; asi como de cuchillas.para efectuar mediciones de resistencia ohmica, existen equipos deprueba especificamente diseñados para ello, como son los puentes dewheatstone, kelvin y/o combinaciones de ambos.esta prueba en lo practico sirve para identificar la existencia de fal-sos contactos o puntos de alta resistencia en las soldaduras de losdevanados.en lo especifico se realiza para la comprobacion del calculo de perdi-das totales de un transformador.el aparato empleado para esta medicion es un ohmetro con rangos des-de  10 micro-ohms, hasta 1999 ohms. llamados comunmente  ducter o milihometro

los resultados de las mediciones de esta prueba deben ser muy simila-res entre las 3 fases de cada uno de los devanados. cuando existan dis-crepancias, esto es indicativo de un falso contacto interno de la faseque presente mayor valor, lo cual provoca calentamiento en el equipoy a la larga un daño muy severo que obligara a retirar el equipo delservicio para su reparacion en taller especializado.tratandose de interruptores donde existen puntos de contacto a pres-sion, y que interumpen altas corrientes de operacion y de fallas, estosse deterioran con mayor facilidad dependiendo del numero de opera-ciones. los datos del fabricante son muy importantes para la compara-cion contra los valores obtenidos en campo con el fin de proceder a surevision o cambio

 

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

La razón entre el número de vueltas de las bobinas de alta tensión ylas de baja tensión de un transformador se conoce como “la relaciónde vueltas de un transformador”. Los medidores de razón detransformación, más conocidos como TTR, nos dan la lectura de larelación de vueltas y las corrientes de excitación de los bobinados deun transformador de potencia, potencial o transformador decorriente. De inmediato surge la pregunta ¿Por qué realizar pruebasde TTR?En primer lugar, las pruebas de la relación de vueltas sirven paraconfirmar la relación de transformación y polaridad de transformadoresnuevos y usados e identificar desviaciones en las lecturas de la relaciónde vueltas, indicando problemas en uno o ambos bobinados o en elcircuito magnético del núcleo.
Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones (taps)para modificar su relación de voltaje, la relación de transformación sebasa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia deldevanado respectivo contra el voltaje de operación o porcentaje devoltaje nominal al que está referido. La relación de transformación deestos transformadores se deberá determinar para todos los taps y paratodo el devanado.Para la medición con el TTR, se debe seguir el circuito básico de lafigura 1: cuando el detector DET está en balance, la relación detransformación es igual a R/R1.
Figura 1.
La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando eltransformador está sin carga, debe ser de ± 0,5% en todas susderivaciones.

 

El reporte de presentación de resultados de la prueba de relación detransformación está elaborado en base a los datos del reporte del cualse compone la "hoja de campo de pruebas a transformadores".Posteriormente, para el análisis de los resultados se presenta una tablaque contenga de manera resumida si el transformador cumple o no conla norma respecto a la prueba de relación de transformación.
Prestación de un equipo TTR de última generación
Un TTR de última generación nos ayuda a identificar:

•Espiras cortocircuitadas
•Circuitos abiertos
•Conexiones incorrectas
•Fallas internas o defectos en el valor de la relación de vueltas de loscambiadores de tap, así como en transformadores.
•Problemas en los bobinados y en el núcleo, como parte de unprograma de mantenimiento regular.
Tipos de TTR
En la actualidad, los TTR se dividen en dos grupos: monofásicos ytrifásicos. Algunos fabricantes ofrecen TTR monofásicos que son capacesde medir por fase la relación de vueltas, corriente de excitación,desviación de fase, resistencia de los enrollamientos "X" & "H" ypolaridad de la conexión de los enrollamientos "X" & "H" detransformadores de distribución y corriente, así como también dereguladores de tensión.
Asimismo, los TTR trifásicos automáticos están diseñados para medir larelación entre el número de espiras del secundario y del primario enforma simultánea en las tres fases de transformadores de potencia,instrumentación y distribución en subestaciones o fábricas.
Características destacables
•Estos equipos son totalmente automáticos, fáciles de usar, portátiles,robustos y livianos (7 kg en el modelo trifásico).
•Funcionan a batería recargable, con función de economía y apagadode seguridad. El modelo trifásico incorpora un inversor.
•Verifican relación de transformación, desplazamiento de fase, corrientede excitación, acoplamiento, resistencia del devanado y polaridad.
•Poseen tres normas seleccionables por el operador: ANSI, IEC y Australiana. También cumplen con los requisitos IEC1010, CE e IP54para protección contra la entrada de polvo y agua

INDICE DE POLARIZACIÓN

Pruebas de índice de polarización.

De igual manera, se procede a la prueba de índice de polarización al transformador antes de su instalación y puesta en operación.

Con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento y prueba de índice de absorción, se recomienda la prueba de índice de polarización. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.

El índice de polarización es la división de las lecturas de las resistencias de aislamiento obtenidas en 10 y 1 minuto segÏn se ve a continuación:

RAD = Resistencia de aislamiento a 10 min. / Resistencia de aislamiento a 60 seg.

En general una relación de índice de polarización de 1.5 a 2 o mejor es considerada como buena, pero una relación por debajo de este valor indica que el equipo probablemente requiera de inspección mas detallada o en su caso reparación.

 

TANGENTE DELTA Y CAPACIDAD

Experto y preciso analizador de Tangente Delta y Capacitancia. Las aplicaciones del instrumento están focalizadas en el análisis de aislaciones de epoxi-mica de todo tipo de máquinas rotantes, además de ser aplicable en transformadores de medida, capacitores de media y alta tensión, y en sistemas de aislación de cables XLPE – EPR y PILC. El análisis del Factor de Disipación (Tangente Delta), se posiciona como un método tradicional para evaluar la condición de un medio aislante, en donde el énfasis está puesto principalmente sobre el estado global del sistema de aislación; mientras que en el análisis de Descargas Parciales, el foco está puesto sobre los defectos individuales que producen la actividad de descargas. El estado de una aislación de epoxi-mica de una máquina rotante, se verifica en forma complementaria utilizando un analizador de Tangente Delta. Principalmente se puede evaluar la presencia de humedad en el bobinado, contaminación de las superficies, o las pérdidas de polarización debidas a un manejo inapropiado de la resina o componentes del sistema aislante. Debido a esto, el análisis de Tangente Delta se destaca como un buen complemento para la prueba de Descargas Parciales.

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

El TDA Compact muestrea y compara simultáneamente las corrientes que fluyes por el dispositivo bajo probar y por el condensador de referencia por medio de un enlace de fibra óptica. Posteriormente evalúa y analiza automáticamente sus trazas, y calcula la capacitancia, la tangente delta, el ángulo de defasaje, el factor de potencia, y el nivel de tensión aplicada. La unidad TDA Compact realiza un muestreo y una actualización continua de dichos resultados.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

GAS SF6

GAS SF6

GAS SF6

El hexafluoruro de azufre es un compuesto inorgánico de fórmula . En condiciones normales de presión y temperatura es un gas incoloro, inodoro, no toxico y no inflamable, con la peculiaridad de ser cinco veces más pesado que el aire, presentando una densidad de 6,13 g/L a una atmósfera de presión. El SF6 presenta geometría molecular octaédrica, consistente en seis átomos de fluor enlazados a un átomo central de azufre. Es una molécula hipervalente que se encuentra en gases no polares. Es un gas muy inerte y poco soluble en agua, aunque sí en solventes orgánicos no polares.También reacciona con el litio.

Es un gas causante de efecto invernadero, catalogado con un índice GWP de 176(unas 20.000 veces más que el CO2),pero dada su gran densidad no asciende a las capas altas de la atmósfera. Unido eso a su escasa presencia en la atmósfera, su contribución al calentamiento global es mínima.

El Hexafloruro de Azufre o SF6, descubierto por el químico francés H. Moissan, es un gas artificial utilizado ampliamente en los equipos eléctricos de alta tensión. Es incoloro, inodoro, no combustible y químicamente muy estable por lo que a temperatura ambiente no reacciona con ninguna otra sustancia. Su gran estabilidad se basa en el arreglo simétrico perfecto de sus seis átomos de Flúor en torno a su átomo de Azufre central. Al final del uso de vida del equipo, el gas puede ser recobrado, reciclado y vuelto a usar.

Es incoloro, inodoro, no tóxico e incombustible.

Es 5 veces más pesado del aire. Tiene excelentes características dieléctricas.

La capacidad dieléctrica es de 2.5 a 3 veces la del aire. Se utiliza también como medio aislante en transformadores de potencia y de instrumentación, conductos de barras y condensadores. Debido a su baja temperatura de ionización y su alta energía de disgregación posee excelentes propiedades de interrupción del arco. El Hexafluoruro de Azufre (SF6) es un gas inerte artificial que tiene excelentes propiedades de aislamiento, así como una estabilidad térmica y química excepcionalmente altas. Estas características le han conferido un amplio uso en interruptores tanto de Alta como de Media Tensión, mostrando en ambos casos un rendimiento y una fiabilidad muy elevados. Proyección Electroluz

www.youtube.com/watch?v=ckaJs_u2U_A(VIDEO DE COMO CREAR ESTE TIPO DE GAS)

 

Curiosidades

Este gas es conocido por afectar a la voz humana de modo opuesto al helio: al inhalar este gas, la densidad del gas provocará una vibración menor en las cuerdas vocales, haciendo que la voz suene más grave.

Otra aplicación lúdica provocada por la elevada densidad de este gas es la de hacer flotar objetos en él, dando la apariencia de que dichos objetos flotan en el aire.

 

Subestaciones


 Subestación aislada por gas (GIS)


 
  Los sistemas soterrados, al igual que los GIS, reducen considerablemente el
   espacio requerido por los equipos eléctricos, mejoran la estética de la
   instalación y minimizan la probabilidad de averías ya que sitúan dentro de un
   edificio cerrado una serie de partes energizadas que normalmente están
   expuestas al medioambiente


   Las GIS ocupará un 60% menos del espacio que requeriría una subestación
   convencional. La tecnología GIS encapsula los equipos de alto voltaje en su
   interior, mejora la estética de la instalación y minimiza la probabilidad de
   averías, lo cual mejora la calidad del servicio.
   SF6

   
   El SF6 también es ampliamente usado en tecnología médica, por ejemplo
   como agente contraste en examinaciones ultrasónicas, asimismo como
   oftalmológicas, neumonológicas y enfermedades de oído, entre otras.
   Tratamiento de pérdida de escucha en infecciones del centro del oído.
   Es esta estabilidad precisamente lo que vuelve a este gas muy útil en la
   industria. El SF6 es un excelente aislante eléctrico y puede apagar un arco
   eléctrico en forma efectiva. Esto lo ha hecho muy popular y por lo tanto pueden
   encontrarse hoy en día miles de equipos eléctricos alrededor de mundo en
   media y alta tensión que lo utilizan.


   El SF6 en su forma pura no es tóxico ni tampoco peligroso al ser inhalado, sin
   embargo dado que es casi seis veces más pesado que el aire, en
   ambientes cerrados desplaza al oxígeno existiendo en consecuencia
   riesgo de sofocación para las personas.


   El SF6 es utilizado como gas aislante en subestaciones encapsuladas GIS,
   como aislante y medio de enfriamiento en transformadores de poder y como
   aislante y medio de extinción en interruptores de alta y media tensión. Todas
   estas aplicaciones son sistemas cerrados, muy seguros e idealmente sin
   posibilidades de filtraciones.


   Las subestaciones encapsuladas o GIS se encuentran generalmente en zonas
   urbanas o con restricciones fuertes de espacio. Estas subestaciones reducen
   el campo magnético en forma considerable y eliminan por completo el
   campo eléctrico. Esto es una ventaja significativa para los instaladores,
   personal de mantenimiento y la gente que pueda vivir próximo a una
   subestación.

   Para las aplicaciones en eléctricas, el SF6 es utilizado sólo en sistemas
   cerrados y que bajo circustancias normales no tienen filtraciones. El SF6 es
   recomprimido y reutilizado si una parte de la subestación encapsulada debe ser
   abierta

   El SF6 proporciona un aislamiento eléctrico y muy efectiva resistencia a los
   arcos eléctricos. Estas asombrosas propiedades hacen posible construir
   equipos muy compactos, que utilizan menos materiales, seguros y con una vida
   útil más extensa. A presiona atmosférica, el SF6 tiene una rigidez dieléctricas
   2,5 veces mejor que la del aire. Usualmente se utiliza a entre 3 y 5 veces la
   presión atmosférica y en cuyo caso la rigidez dieléctrica alcanza a ser hasta 10
   veces de la del aire.Las propiedad como refrigerante de SF6 lo hace especialmente útil para la
   extinción del arco eléctrico dentro de la cámara de un interruptor. Al
   desasociarse el SF6 requiere gran energía logrando un efecto de enfriamiento.
   (El SF6 es utilizado también en otro tipo de aplicaciones. Mezclado con Argón
   se utiliza como medio aislante en ventanas. El SF6 es también utilizado en la
   industria metalúrgica, por ejemplo para la purifiación del magnesio. El SF6
   puede ser utilizado como agente de extinción de incendios debido a que es no
   combustible y su alta capacidad térmica). 

ELGAS SF6 EN ACCION

1. Armario de control local
2. Mecanismo de accionamiento por
acumulación de energía con
control de interruptor de potencia
3. Barra I
4. Desconectador de barra I
5. Desconectador de barra II
6. Seccionador de puesta a tierra
(toma de tierra de trabajo)
7. Barra II
8. Unidad ruptora del interruptor
de potencia
9. Transformador de corriente
10. Seccionador de puesta a tierra
(toma de tierra de trabajo)
11. Desconectador de línea de salida
12. Seccionador de puesta a tierra a
prueba de cierre (de alta velocidad)
13. Transformador de tensión
14. Copa terminal de cable

 

 

 

 

Módulos de conexión
Los módulos de conexión permiten conectar las
bahías de la subestación aislada por gas con los
siguientes elementos:
Líneas aéreas
Transformador o bobina de reactancia
Cables
Por consiguiente, constituyen la transición entre el
aislamiento por gas SF6 y otros medios de aislamiento.
Módulo de conexión por cable
Este módulo permite enlazar la subestación blindada
y aislada por gas con un cable de alta tensión. Es
posible conectar todos los tipos habituales de cables
de alta tensión. La abertura de inspección sirve
también como brida para conectar un sistema de
prueba de alta tensión para el cable. La conexión
primaria entre la copa terminal de cable y la subestación
puede abrirse para fines de pruebas con alta tensión.
Conexión a aire
Conexión de transformador
Conexión de cable
Módulo de conexión de transformador
El módulo de conexión de transformador permite
establecer directamente la transición del aislamiento
por gas a los aisladores pasantes de transformadores
o bobinas aislados por aceite. A tal efecto, el aislador
pasante del transformador debe ser hermético al
aceite y al gas a presión. Los posibles movimientos
condicionados por la temperatura así como por
asentamientos no uniformes de los fundamentos de
la subestación y el transformador son absorbidos por
juntas de expansión.

Módulo de conexión al aire

El módulo de conexión al aire permite conectar la
subestación aislada por gas a componentes aislados
por aire o a líneas aéreas por medio de un pasante
aislador, que puede ser de porcelana o un aislador
compuesto. Esta conexión combina un módulo en
ángulo y un pasante aislador aire / SF6. La longitud,
la forma y la distancia de fugas de la boquilla SF6 / aire
se defi ne de acuerdo a la coordinación de aislamiento,
la distancia mínima y el grado de polución.

 

 

INTITUTO POLITECNICO NACIONAL

 

 

 

CENTRO DE ESTUDIOS CIENTIFICOSY TECNOLOGICOS

 

 

N. 7 "CUAUHTEMOC"

 

 

 

INSTALACION Y MANTENIMIENTO ELECTRICO

 

 

MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELECTRICAS

 

PAGINA WEB:

 

GAS SF6

 

 

ALUMNOS:FLORES JUAREZ URIEL ALAN

CASIQUE ESCARCEGA MICHEL IRVIN

ORTIZ CHAVEZ JUAN CARLOS

mantenimiento a capacitores alumnos: gonzalez valencia luis enrique hernandez castillo edgar adrian medina mota oscar mauricio

BANCO AUTOMÁTICO DE CAPACITORES
Los bancos de capacitores constituyen el medio más económico y confiable para la corrección del factor de potencia dichos bancos puede ser de conexiones delta o estrella además de combinaciones entre estos.
El corregir el factor de potencia tiene beneficios técnicos y económicos muy altos ya que se permite reducir el consumo de potencia de entrada.

Operación del banco de capacitores.
Los bancos de capacitores automáticos deben operar en forma automática con opción de operación manual. El modo de operación debe ser a través de un selector de control manual-automático en el frente del tablero de control.
Para los bancos de capacitores automáticos la operación debe ser a través de un controlador de potencia reactiva, el cual determina la conexión y desconexión de secciones o pasos de capacitores de acuerdo a las necesidades de potencia reactiva del sistema.
Cada una de las secciones o pasos del banco de capacitores debe contar con un esquema de protección.
Cuando ocurra la pérdida de una unidad en cualquiera de las fases de alguna sección o paso, el relevador de protección debe desconectar la sección dañada únicamente, dejando las otras secciones en operación.
Especificaciones eléctricas del banco de capacitores.
a) Tensión de servicio: Los bancos de capacitores deben cumplir con lo indicado en 6.1 de NMX-J-203/1-ANCE-2005.
b) Tensión máxima de trabajo: Los bancos de capacitores deben cumplir con lo indicado en 6.2 de NMXJ-203/1-ANCE-2005.
c) Condiciones y sobrecargas durante transitorios: Los bancos de capacitores deben cumplir con lo indicado en 6.3 de NMX-J-203/1-ANCE-2005.
d) Potencia reactiva nominal: La potencia nominal del banco de capacitores debe cumplir con lo indicado
en 6.5.2 de la NMX-J-203/1-ANCE-2005.
e) Potencia reactiva máxima de operación: Los bancos de capacitores deben operar satisfactoriamente hasta 135 por ciento de su potencia nominal en kVAR, en condiciones normales.
f) Tipo de instalación: Interior o exterior, en gabinete.
g) Tensión nominal:  4,16 ó 13,8 kV.
h) Número de fases:  3.
i) Frecuencia de operación: 60 Hz.
j) Sobretensión continua: 110 por ciento de la tensión nominal, 8 h por día.
k) Sobrecarga continua: 30 por ciento.
l) Tipo de conexión: Delta o estrella con neutro flotante, en función del nivel de tensión y de la capacidad del banco.
m) Tolerancia en la capacitancia: -5 a +15 por ciento de la nominal. (NMX-J-203/1-ANCE-2005)
n) Clase de aislamiento: 5 ó 15 kV, respectivamente.
o) Nivel básico de impulso: 45 ó 95 kV, respectivamente.
p) Rango de temperatura ambiente:  268,15 K (- 5 ºC)  a  313,15 K (+ 40 ºC)
Capacitores controlados automáticamente.
Control automático.
El control automático de bancos de capacitores consiste de un elemento maestro (controlador de factor de potencia), relevadores de tiempo y los dispositivos auxiliares necesarios.
El controlador de factor de potencia debe ser digital y debe controlar la operación del banco de capacitores en forma automática, de acuerdo a las necesidades de potencia reactiva del sistema.
El circuito de control debe operar en forma manual o automática.
El arreglo de control se debe suministrar con desconectadores en un gabinete para servicio interior o exterior.
Dispositivo de conexión y desconexión.
Por cada sección o paso se debe suministrar desconectadores monofásicos o contactores, para conectar y desconectar cada paso del banco de capacitores al sistema eléctrico, de acuerdo a las necesidades de potencia reactiva del sistema.
Este dispositivo se debe seleccionar para operar bajo condiciones de carga puramente capacitivas y debe ser adecuado a la potencia reactiva del banco.
Se debe seleccionar para operar con la tensión de operación del banco de capacitores y una capacidad de corriente para operaciones repetitivas. Cuando esté provisto de un disparo de sobrecorriente automático, debe proveerse de un bloqueo de protección contra recierre.
Control de tensión de un paso.
Debe incluir un relevador de tensión con retardo de tiempo y relevadores auxiliares en función del estudio de coordinación de protecciones, los cuales operan para abrir o cerrar el dispositivo de conexión y desconexión del banco de capacitores en respuesta a valores predeterminados del circuito de tensión que persistan por un tiempo determinado.
El relevador de tensión debe ser ajustable dentro de un intervalo del 90 al 110 por ciento de la tensión de operación del circuito de control.
Control de tensión de pasos múltiples.
Debe ser similar al control de un paso, pero debe tener un arreglo para conectar dos o más capacitores automáticamente, en respuesta a valores predeterminados del circuito de control.
Control de corriente de un paso.
Debe incluir un relevador de corriente con retardo de tiempo y relevadores auxiliares en función del estudio de coordinación de protecciones, los cuales operan para abrir o cerrar el dispositivo de conexión y desconexión del banco de capacitores, en respuesta a valores predeterminados de la corriente de carga.
Control de potencia reactiva de un paso.
Este dispositivo de control debe incluir un relevador sensible al consumo de potencia reactiva, además de un relevador de tiempo y relevadores auxiliares que operen para abrir o cerrar el dispositivo de conexión y desconexión del banco de capacitores, en respuesta a los niveles predeterminados de potencia reactiva demandados por la carga.
Este dispositivo debe energizarse a través de transformadores de corriente y de potencial, cuyos devanados secundarios operen a 5 A con 60 Hz para los transformadores de corriente y hasta 600 V con 60 Hz para los transformadores de potencial. Los transformadores de corriente deben instalarse en el circuito de carga.
Control de potencia reactiva de pasos múltiples.
Este dispositivo es similar al de un paso, pero debe operar con dos o más capacitores en forma selectiva y automática.
Condiciones ambientales.
Los bancos de capacitores deben operar adecuadamente en las condiciones ambientales del lugar de instalación, como se indica en la hoja de datos.
Protección del banco de capacitores.
El banco de capacitores debe ser protegido contra cortocircuito, falla a tierra, sobrecorrientes y sobretensiones.
La protección contra fallas de cortocircuito debe ser a través de un interruptor de potencia en vacío o hexafluoruro de azufre (SF6), tipo removible. El interruptor debe ser diseñado para corrientes capacitivas para maniobra de los bancos.
Los bancos de capacitores deben protegerse contra sobrecorrientes, por medio de relevadores de sobrecorriente que se ajustan para disparar el interruptor cuando la corriente excede el límite permitido especificado en 6.2 y 6.3 de NMX-J-203/1-ANCE-2005.
Los interruptores y dispositivos de protección y de conexión deben ser capaces de resistir los esfuerzos electrodinámicos y térmicos, los cuales son causados por las sobrecorrientes transitorias de alta amplitud y alta frecuencia que pueden ocurrir en la maniobra de conexión.
Para la protección individual de los capacitores, se deben suministrar fusibles, con los valores requeridos para la protección por corrientes de sobrecarga y corto circuito. En caso de falla de alguna unidad capacitiva, debe operar el fusible correspondiente permitiendo que el banco continúe operando.
Los fusibles deben soportar las corrientes de energización que se presentan al conectar el banco de capacitores.
La corriente y capacidad interruptiva del fusible debe estar de acuerdo con la corriente nominal del capacitor y con la potencia de corto circuito del sistema.
Los bancos de capacitores deben emplear fusibles de alta capacidad interruptiva.
Para los bancos de capacitores conectados en estrella con neutro flotante, debe considerarse un sistema de protección contra desbalance generado por pérdida de fase, fallas en unidades capacitivas u otras causas, por medio de un relevador de desbalance de neutro, de acuerdo a la IEEE C37.99 ó equivalente.
Características generales del banco de capacitores.
a) Deben estar construidos con combinaciones serie – paralelo de unidades capacitivas o únicamente de combinaciones de unidades en paralelo, dependiendo de la tensión nominal y de la capacidad del banco.
b) La capacidad de cada paso conmutado, debe corresponder con los requerimientos de demanda de potencia reactiva de las cargas en operación, de tal forma que siempre se mantenga un factor de potencia por arriba del 90 por ciento.
c) Se debe suministrar como parte del banco de capacitores un sistema integral de medición y control del tipo multifunción, con señalización y alarmas, que garantice la salida del banco o de cualquiera de sus pasos, en eventos de falla por cortocircuito, sobrevoltaje, desbalance del neutro o perdida de fase.
d) El arreglo del banco se debe ensamblar en un solo gabinete formado por secciones o celdas, donde en cada una de ellas se aloje los arreglos de capacitores y el equipo de protección y control. En una sección del tablero debe instalarse el interruptor de potencia y el equipo de protección, control y medición, en otra(s) sección(es) del tablero los demás componentes que requiera el banco de capacitores tales como arreglos de capacitores, dispositivos de descarga, reactores, desconectadores, cuchillas, entre otros.
e) La cantidad de unidades debe garantizar que ante el retiro o falla de una unidad del grupo no provoque una sobretensión superior al 10 por ciento de la tensión nominal en otras unidades del grupo.
f) La conexión entre unidades de capacitores en la misma fila, debe garantizar el reemplazo de alguna de las unidades.
g) El aislante utilizado (dieléctrico) puede ser líquido biodegradable, no contaminante, no toxico, no polarizado, libre de bifenilos policlorados, con alta resistencia dieléctrica, o tipo seco.
h) Debe garantizarse acceso a todas las unidades para inspección o mantenimiento.
i) Debe garantizarse que no exista desplazamiento de las unidades internas por efecto de
Componentes del banco de capacitores.
Los bancos de capacitores fijos deben contener como mínimo los siguientes componentes:
a) Interruptor de potencia.
b) Capacitores.
c) Fusibles.
d) Cuchilla seccionadora de operación sin carga, para conexión aislada de tierra.
e) Equipo de protección, control y medición (interruptores, fusibles de control, relevadores,
transformadores de instrumento).
f) Apartarrayos. 
g) Accesorios (conmutadores, lámparas de señalización, aisladores, soportes, zapatas conectoras, tornillería,
entre otros).
Los bancos de capacitores automáticos deben contener como mínimo los siguientes componentes:
a) Interruptor de potencia.
b) Capacitores.
c) Reactor limitador de corriente de magnetización (inrush). (Este componente dentro de un banco de capacitores tiene la función de atenuar el transitorio en la onda de tensión, que se genera por la conexión y desconexión del banco de capacitores.)
d) Desconectadores de cada paso del banco de capacitores.
e) Fusibles.
f) Controlador de factor de potencia.
g) Cuchilla seccionadora de operación sin carga, para conexión aislada de tierra.
h) Equipo de protección, control y medición (interruptores, fusibles de control, relevadores,
transformadores de instrumento).
i) Apartarrayos.
j) Reactor de filtro de armónicas antirresonante o filtros de armónicas
k) Accesorios (conmutadores, lámparas de señalización, aisladores, soportes, zapatas conectoras, tornillería, entre otros).
Capacitores.
a) Las unidades de capacitores que conforman los bancos deben ser del tipo interior o exterior, con boquillas de porcelana, resina epoxica o fibra poliéster y puntos de conexión aislados.
b) Las potencias nominales preferentes (kVAR) de capacitores para 4,16 y 13,8 kV, están dadas en la tabla 1 de NMX-J-203/1-ANCE-2005.
c) El material del contenedor debe fabricarse de acuerdo a las condiciones climatológicas donde se vaya a instalar con lámina de acero inoxidable, con acabado externo de pintura anticorrosiva, preparado para que resista las condiciones de servicio y tener preparaciones para conexión a tierra.
d) El dieléctrico sólido, utilizado entre las placas debe ser a base de una película de polipropileno entre otros.
e) El dieléctrico líquido debe ser biodegradable, no inflamable, no tóxico y no contaminante y debe estar libre de bifenilos policlorados.
f) Las unidades de capacitores deben estar provistas de sus accesorios de conexión, a terminales, soportes de sujeción, entre otros.
g) Las unidades de capacitores deben ser con fusibles internos ó externos.
h) Los capacitores deben contar con dispositivos de descarga conectados entre sus terminales en forma permanente. La tensión eléctrica residual de un capacitor debe reducirse a 50 V, nominal o menos, durante el término de cinco minutos después de que el capacitor haya sido desconectado de la fuente de alimentación.
Reactores.
Para cada paso del banco de capacitores debe suministrarse un juego de 3 reactores de corriente demagnetización, uno por fase, que se deben conectar en serie para limitar la corriente de energización que se presenta cuando entra en operación el banco de capacitores.
Los reactores deben cumplir como mínimo con las características siguientes:
a) Tipo seco.
b) Núcleo de aire.
c) La corriente nominal debe ser igual o mayor a 1,43 veces la corriente nominal del banco de capacitores.
d) El valor de la inductancia de los reactores limitaran la corriente de energización de cada sección o paso a
un valor menor a 100 veces la corriente nominal del banco de capacitores.
e) Conductor de cobre o aluminio en bobinas o espiras.
f) Bobinas encapsuladas con fibra de vidrio, formando cilindros rígidos.
g) Clase de aislamiento 5 ó 15 kV.
h) Montaje horizontal o vertical.
i) Los aisladores y soportes deben mantener las distancias dieléctricas y magnéticas requeridas para minimizar las perdidas inducidas.
j) El fabricante debe presentar la memoria de cálculo del reactor limitador.
Desconectadores de cada paso del banco de capacitores.
Por cada paso del banco de capacitores automático se deben suministrar 3 desconectadores monofásicos o trifasicos en vacío o SF6, cuya función debe ser la de conectar y desconectar cada paso del banco al sistema eléctrico, de acuerdo a las necesidades y potencia reactiva del sistema.
Los pasos deben estar protegidos por fusibles, los cuales deben contar con un margen mínimo del 65 por ciento arriba de la corriente nominal de los pasos capacitivos del banco, con capacidad interruptiva alta.
Se debe contar con indicación visual para la supervisión del estado de cada paso, mediante un par de lámparas de color rojo y verde. Las lámparas deben ser del tipo LED, de alta intensidad luminosa, con duración mínima de 100 000 h, protegido para evitar destellos en caso de picos de tensión, las lámparas deben contar con aro y cuerpo metálico, el voltaje de operación debe ser de 125 V de corriente continua.
Los desconectadores deben cumplir como mínimo con las características siguientes:
a) Cámara de extinción en vacío o SF6.
b) Diseñado para manejo de cargas puramente capacitivas.
c) Voltaje de operación para 5 ó 15 kV.
d) Nivel básico de impulso para 45 ó 95 kV, respectivamente.
e) Servicio interior o exterior.
f) Libre de mantenimiento, mínimo de 10 000 operaciones.
g) Operación motorizada.
h) Sistema de señalización local y remota que indique la posición real de los desconectadores.

Conclusiones
Los capacitores en una subestación eléctrica  nos permiten reducir corrientes de entrada con lo cual el factor de voltaje se disminuye con lo cual se ahorra energía y dinero; además los capacitores permiten regular las resonancias que ocurren además de efectos de ondas que interfieren en el circuito eléctrico, dichos bancos deben ser calculador de acuerdo a normas y a requerimientos especiales como lo son conexiones delta y estrella además de protecciones contra sobrecarga y ambientales y dieseño de componentes y circuitos de control.
Aprender de todas las partes de las subestacion electrica nos permitirá entender el trabajo que se lleva en conjunto en este lugar, y su importancia para nosotros.

Bibliografía
www.pemex.com/files/content/ANTEPROY-NRF-198-PEMEX2007%20Version%20Final%2028-junio-2007.pdf

APARTARAYOS

OROCIO LEON PERSIVAL JOEL 
VERGARA MANZO LUIS ENRIQUE  




APARTARAYOS

El apartarrayos es un dispositivo que su principal elemento activo son los varistorés de óxido metálico cuya característica principal es su no linealidad. Cuando está trabajando a voltaje nominal, la corriente que fluye a través de este es de aproximadamente 1 mA. A medida que el voltaje aumenta, su resistencia disminuye drásticamente, permitiendo que fluya más corriente y que la energía del sobre voltaje se drene a tierra.

Una descarga atmosférica viaja a la velocidad de la luz y dañan al equipo si no se tiene protegido correctamente; para la protección del mismo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos:

•1. descargas directas sobre la instalación

•2. descargas indirectas

•De los casos anteriores el mas interesante, por presentarse con mayor frecuencia, es el de las descargas indirectas.

PRINCIPIO GENERAL.

•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.

•Se fabrican diferentes tipos de apartarayos, basados en el principio general de operación; por ejemplo: los más empleados son los conocidos como “apartarrayos tipo autovalvular” y “apartarrayos de resistencia variable”.

TIPOS DE APARTARAYOS

El apartarrayos tipo autovalvular consiste de varias chapas de explosores conectados en serie por medio de resistencias variable cuya función es dar una operación más sensible y precisa. se emplea en los sistemas que operan a grandes tensiones, ya que representa una gran seguridad de operación.

El apartarrayos de resistencia variable funda su principio de operación en el principio general, es decir, con dos explosores, y se conecta en serie a una resistencia variable. Se emplea en tensiones medianas y tiene mucha aceptación en el sistema de distribución.

La función del apartarrayos no es eliminar las ondas de sobretensión Presentadas durante las descargas atmosféricas, sino limitar su magnitud a valores que no sean perjudiciales para las máquinas del sistema.

•Los apartarrayos protegen también a las instalaciones contra descargas directas, para lo cual tiene un cierto radio de protección. Para mayor seguridad a las instalaciones contra las cargas directas se instalan unas varillas conocidas como bayonetas e hilos de guarda semejantes a los que se colocan en las líneas de transmisión.

La tensión a que operan los apartarrayos se conoce técnicamente como tensión de cebado del apartarrayos.