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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR VICERECTORADO ACADEMICO

DECANATO DE ESTUDIOS TECNOLÓGICOS COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA

MANUAL PARA MONTAJE ELÉCTRICO DE EQUIPOS DE POTENCIA,

TRAMO H105, LINEA 115 KV

S/E DIEGO DE LOSADA

POR

JOSÉ ALIRIO CHACÓN VANEGAS

INFORME FINAL DE PASANTÍA

Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de

Técnico Superior Universitario en Tecnología eléctrica

Sartenejas, Marzo 2016

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR VICERECTORADO ACADEMICO

DECANATO DE ESTUDIOS TECNOLÓGICOS COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA

MANUAL PARA MONTAJE ELÉCTRICO DE EQUIPOS DE POTENCIA,

TRAMO H105, LINEA 115KV

S/E DIEGO DE LOSADA

POR


TUTOR ACADÉMICO: JESÚS RAFAEL PACHECO PIMENTEL TUTOR INDUSTRIAL: MIGUEL DIAZ

INFORME FINAL DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

Como requisito parcial para optar al título de Técnico Superior Universitario en Tecnología eléctrica

Sartenejas, Marzo 2016

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DEDICATORIA

A: Mi madre Jacqueline Vanegas, por apoyarme en mis estudios, por su amor incondicional, por ser la fuente de mi inspiración y motivación. Mi abuela María de Vanegas, por su bondad y amor. Mi pareja sentimental Carol Fernández, por su amor y ayuda en todos los momentos difíciles. Mis tíos, Johnny Vanegas, Alexander Vanegas, Josmar Vanegas, por su ejemplo de lucha, trabajo, constancia y amor familiar. Mis hermanas, Jacqueline Denisse, María Josdenis y Eylin Tamar, por apoyarme en todo momento, las quiero mucho. Todos mis amigos, José Silva, Mauricio Bautista, Bárbara Morales, Reineudis García, Brigitte Rivas, Danny Tello, John García, Guillermo Hurtado, Nazaret Alfonzo, Mahikol Benítez, Astrea Men y Leonardo Pérez, por el mutuo apoyo en el transcurso de nuestra carrera y en la realización de este trabajo de grado.

v

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a mi familia por todo su amor y fuerza infinita Agradezco a la universidad Simón Bolívar por formarme como profesional Agradezco al Prof. Jesús Rafael Pacheco quien formo parte importante de mi formación como profesional Agradezco al Ing. Miguel Díaz quien fue el tutor industrial de este trabajo y siempre presto toda su colaboración y ayuda. Agradezco a la corporación eléctrica nacional CORPOELEC. Donde laboro, por permitirme realizar este trabajo en su seno.

vi

MANUAL PARA MONTAJE ELÉCTRICO DE EQUIPOS DE POTENCIA, TRAMO

H105, LINEA 115KV

S/E DIEGO DE LOSADA

POR


RESUMEN

En este trabajo se realiza el manual de montaje de equipos pertenecientes a un tramo de

salida de línea en alta tensión, el cual forma parte de un proyecto para conectar la subestación

Diego de Losada con la subestación Santa Teresa II, con una línea de 115 kV. El manual para el

montaje de equipos pertenece al tramo de salida de línea que será instalado en la subestación Diego

de Losada y este tiene como propósito suministrar, al personal de mantenimiento de la subestación,

información con todo lo concerniente a los equipos instalados en el tramo tales como; manual de

los equipos, planos de los equipos, protocolos de prueba y puesta en marcha de los equipos,

procesos de montaje de los diferentes equipos que conforman el tramo de salida de línea, diagrama

unifilar representando la ubicación del tramo instalado y disposición de equipos en el patio. Todos

estos aspectos forman parte del manual de montaje del tramo que servirán de guía al momento de

realizar alguna tarea específica en el tramo, ya sea mantenimiento, resolución de fallas o cambio

futuro de equipos.

Palabras Claves: Manual de montaje, tramo de salida de línea, subestación eléctrica, protocolos

de prueba, puesta en marcha, procesos de montaje.

vii

ÍNDICE GENERAL

DEDICATORIA………………………………………………………..........................................iv

AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………………v

RESUMEN………………………………………………………………………………..............vi

ÍNDICE GENERAL……………………………………………………………………………...vii

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS………………………………………………..…xi

ÍNDICE DE TABLAS…………………………………………………………………………….xi

ÍNDICE DE FIGURAS……………………………………………………………..…………...xiii

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………................1

CAPITULO I

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y UBICACIÓN DEL PROYECTO

1.1 Actividad que realiza CORPOELEC…………………………………………………………..3

1.2 Reseña histórica de la empresa………………………………………………………………...3

1.3 Misión de CORPOELEC………………………………………………………………………3

1.4 Visión de CORPOELEC……………………………………………………………….............4

1.5 Objetivo de CORPOELEC…………………………………………………………………….4

1.6 Estructura organizativa de CORPOELEC……………………………………………………..4

Estructura para la gerencia regional de transmisión central…………………………………...5

División Estadal Miranda……………………………………………………………………...5

Organigrama división Estadal mantenimiento de subestaciones Miranda…………………….6

1.7 División de CORPOELEC donde pertenece el Proyecto……………………………………...6

1.8 Ubicación del proyecto………………………………………………………………………...7

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Definición de sistema de Potencia……………………………………………………………..9

2.1.1 Estructura de un Sistema de Potencia………………………………………………..9

2.1.1.1 Generación…………………………………………………………………9

2.1.1.2 Transmisión……………………………………………………….............10

2.1.1.3 Distribución……………………………………………………….............10

2.2 Subestación eléctrica…………………………………………………………………............10

viii

2.2.1 Criterios para la selección del esquema eléctrico de una subestación……………...11

2.2.2 Representación esquemática de una salida de línea……………………….………..12

2.2.3 Elementos que componen un tramo de salida de línea……………………………..13

2.2.4 Esquemas típicos de barras…………………………………………………............15

2.2.4.1 Esquema de principio de un juego de barras………………………...........15

2.2.4.2 Esquema de un juego de barras seccionadas……………………………...16

2.2.4.3 Esquema con doble juego de barras………………………………………17

2.2.4.4 Esquema de doble juego de barras con duplicación de interruptor……….17

2.2.4.5 Esquema de doble juego de barras con interruptor y medio……...............18

2.2.4.6 Esquema de barras principal y de transferencia…………………………..19

2.3 Pruebas de puesta en marcha de las subestaciones…………………………………………...20

2.4 Protocolo de pruebas………………………………………………………………….............21

CAPITULO III

EL PROBLEMA

3.1 Planteamiento del problema………………………………………………………………….22

3.2 Objetivos Generales…………………………………………………………………………..22

3.2.1 Objetivos Específicos……………………………………………………............…23

3.3 Justificación…………………………………………………………………………………..23

3.4 Alcance y delimitaciones……………………………………………………………………..24

DESARROLLO DEL PROYECTO

4.1 Evaluación de aspectos relacionados con el manual de montaje del tramo de salida de

línea……………………………………………………………………………………………….25

4.2 Aspectos relacionados con el diseño de un tramo de salida de línea…………………………26

4.3 Proceso de ejecución del tramo de salida de línea…………………………………………....27

4.4 Visita de reconocimiento……………………………………………………………………..28

4.5 Conformación del tramo……………………………………………………………………...28

4.6 Disposición de los equipos en el tramo de salida de línea…………………………………....29

4.7 Disposición de bancada en el tramo de salida de línea……………………………….............30

4.8 Desarrollo del manual de montaje del tramo de salida de línea……………………………...31

4.8.1 Sección número 1. Manual de operación y mantenimiento………………………...32

4.8.1.1 Interruptor de potencia SIEMNS 3AP1FG……………………...………..32

4.6.1.2 Seccionadores con mando tripolar marca ALSTOM S2DA……………...34

ix

4.8.1.3 Transformador de corriente ABB IMB 123………………………………35

4.8.1.4 Transformador de tensión ABB CPA 123………………………………..36

4.8.2 Sección número 2. Manual de montaje electromecánico…………………………...37

4.8.2.1 Montaje electromecánico de estructuras metálicas……………….............37

4.8.2.1.1 Precauciones a tener en cuenta………………………….............37

4.8.2.1.2 Verificación final………………………………………………..38

4.8.2.2 Montaje electromecanico de columnas de aisladores…………………….38



4.8.2.3 Montaje electromecánico del interruptor de potencia…………….............39



4.8.2.4 Montaje electromecánico de seccionadores tripolares……………………40



4.8.2.5 Montaje electromecanico de los transformadores de medición…………..42



4.8.2.6 Recursos para el montaje de equipos de potencia………………………...43

4.8.3 Sección número 3. Montaje y obra electromecánica……………………………….44

4.8.4 Sección número 4. Protocolo de prueba verificación y puesta en marcha….............45

4.8.4.1 Puesta en marcha del interruptor de potencia…………………..………...45

4.8.4.1.1 Inspección visual y comprobaciones del interruptor…..………..46

4.8.4.1.2 Pruebas funcionales del interruptor……………………..............47

4.8.4.2 Desarrollo de la puesta en marcha del seccionador tripolar……………....47

4.8.4.2.1 Inspección visual y comprobaciones de los seccionadores

tripolares……………………………………………………………………………………….....48

4.8.4.2.2 Pruebas funcionales de los seccionadores tripolares……………49

4.8.4.3 Desarrollo de la puesta en marcha del transformador de corriente.............49

4.8.4.3.1 Inspección visual y comprobaciones del transformador de

corriente…………………………………………………………………………………………..49

4.8.4.3.2 Pruebas funcionales del transformador de corriente……............50

x

4.8.4.4 Desarrollo de la puesta en marcha del transformador de tensión………...51

4.8.4.4.1 Inspección visual y comprobaciones del transformador de

tensión…………………………………………………………………………………….............51

4.8.4.4.2 Pruebas funcionales del transformador de tensión……………...51

CONCLUSIONES………………………………………………………………………………..53

RECOMENDACIONES……………………………………………………………….…………54

BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………………............55

APÉNDICE A………………………………………………………………………..…………...56

APÉNDICE B…………………………………………………………………………….............58

xi

LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS

A: Amper

I: Corriente

V: Voltaje

Vn: Voltaje nominal

In: Corriente nominal

KA: Kilo Amper

KV: Kilo Voltio

Hz: Hertz

S/E: Subestación Eléctrica

TC: Transformador de corriente

TP: Transformador de potencial

IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers

Ik´´: Corriente de corto circuito simétrica inicial

Ik: Corriente de corto circuito en régimen permanente

xii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1. Información del sistema…………………………………………………………….....27

Tabla 1.2. Lista de referencia del tramo de salida de línea……………………………….............32

Tabla 1.3. Montaje de estructura metálica………………………………………………………..37

Tabla 1.4. Montaje de columnas de aisladores…………………………………………………...38

Tabla 1.5. Montaje del interruptor de potencia…………………………………………………...39

Tabla 1.6. Montaje de seccionadores tripolares…………………………………………………..41

Tabla 1.7. Montaje de transformadores de medición…………………………………………….42

xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Estructura de la gerencia regional de transmisión central…………………………..…5

Figura 1.2. Estructura división Estadal transmisión Miranda……………………………………...5

Figura 1.3. División Estadal de mantenimiento de subestaciones Miranda…………………….…6

Figura 1.4. Subestación Diego de Losada………………………………………………………....7

Figura 1.5. Diagrama unifilar anillo 115kV, Valles de Tuy……………………………………….8

Figura 1.6. Diagrama unifilar subestación Diego de Losada………………………………………8

Figura 2.1. Esquema unifilar de tramo para línea de transmisión………………………………..12

Figura 2.2. Esquema unifilar de tramo de transformación……………………………………….13

Figura 2.3. Seccionador marca ALSTOM. Utilizado para el proyecto del tramo de línea............14

Figura 2.4. Interruptor SIEMENS 3AP1-FG. Utilizado para el tramo de línea………………….14

Figura 2.5. Transformador de corriente. Marca ABB……………………………………............15

Figura 2.6. Transformador de tensión capacitivo. Marca ABB………………………………..…15

Figura 2.7. Esquema unifilar de un juego de barras..….…………………………………………16

Figura 2.8. Esquema de un juego de barras seccionables………………………………………...16

Figura 2.9. Esquema convencional de doble juego de barra……………………………………..17

Figura 2.10. Esquema de doble juego de barras con doble interruptor…………………………..18

Figura 2.11. Esquema de barras con interruptor y medio………………………………………...19

Figura 2.12. Esquema de barras principal y de transferencia…………………………………….19

Figura 3.1. Sistema de trasmisión Miranda………………………………………………............25

Figura 3.2. Líneas de transmisión Miranda………………………………………………............26

Figura 3.3. Espacio de reserva para montaje de tramo de salida de línea………………………..28

Figura 3.4. Diagrama unifilar tramo de salida de línea…………………………………………..29

Figura 3.5. Diagrama unifilar del patio de 115kV…………………………………………….…30

Figura 3.6. Bancada y fundación de equipos de los tramos del patio de 115kV………………....30

Figura 3.7. Bancada y fundación de equipos del tramo de salida de línea……………………….31

Figura 3.8. Plano del interruptor SIEMENS 3AP1-FG…………………………………………..33

Figura 3.9. Portada manual del interruptor SIEMENS 3AP1-FG………………………………..33

Figura 3.10. Plano del seccionador tripolar ALSTOM S2DA……………………………….…...34

Figura 3.11. Manual de montaje seccionadores tripolares ALSTOM S2DA………………….…34

Figura 3.12. Plano de transformador de corriente ABB IMB 123……………………………….35

xiv

Figura 3.13. Manual de transformador de corriente ABB IMB 123……………………………..35

Figura 3.14. Plano transformador de tensión ABB CPA 123…………………………….............36

Figura 3.15. Manual transformador de tensión ABB 123………………………………………..36

Figura 3.16. Estrobo utilizado para montaje de equipos…………..……………………………..43

Figura 3.17. Grúa para montaje de equipos de alta tensión………………………….…………...43

Figura 3.18. Vista del tramo de salida de línea…………………………………………………..44

Figura 3.19. Vista de planta del tramo de salida de línea………………………………………..45

INTRODUCCIÓN

La subestación eléctrica es una de las instalaciones más importantes de la cual está

conformado el sistema de potencia, esta instalación es la encargada de transformar la energía a

niveles adecuados de tensión para su transporte y consumo. La subestación está formada por

diferentes equipos que en su conjunto cumplen una serie de funciones tales como, transformar los

niveles de tensión, controlar el flujo de potencia, supervisar los diferentes parámetros eléctricos y

asegurar el sistema de potencia por medio de mecanismos automáticos de protección. Así mismo,

está formada por diferentes espacios que se pueden diferenciar de acuerdo a la función que cumplen

en la misma, este espacio físico es el llamado tramo, el cual está conformado por dispositivos de

maniobra y equipos de potencia asociados. Entre los tramos que conforman la subestación se

encuentra el tramo de salida de línea, este espacio físico tiene como función principal conectar la

línea con la barra principal de la subestación y separar la línea de la barra en caso de falla y/o

mantenimiento.

Cuando una subestación es diseñada, la misma requiere de espacios físicos de reserva, con

esto se asegura la construcción de futuros tramos que se requieren ya sea por aumento de capacidad,

conexión con nuevas subestaciones y/o expansión del sistema de potencia. Particularmente, en una

subestación en funcionamiento es posible que se deba realizar el montaje de algún tramo específico,

por ejemplo, el montaje de un tramo de salida de línea, este proyecto lo realiza para el caso de

CORPOELEC, el personal de mantenimiento de la empresa eléctrica. Así mismo, para la

instalación de cualquier nuevo tramo en una subestación, se debe generar un manual que contenga

información relacionada con la ampliación que se vaya a realizar.

Este proyecto consiste en realizar un manual de montaje para un tramo de salida de línea

ubicado en la subestación Diego de Losada, el manual consiste en recopilar toda la información

relacionada con los equipos asociados a este tramo, procedimientos para el montaje de los equipos,

procedimientos de puesta en marcha de los equipos y diferentes

2

Planos para su correcta instalación. Todo esto con la finalidad de presentar al personal

encargado de realizar el montaje del tramo de salida de línea, toda la información necesaria para la

correcta instalación del tramo y también para su futuro mantenimiento.

Para la instalación de equipos de potencia en una subestación eléctrica es necesario un

trabajo que sea realizado con la mayor previsión posible, es bueno tener en cuenta que todos estos

equipos tienen un costo elevado, manipularlos requiere de mucho cuidado y hay que tomar en

cuenta muchos detalles, es importante que el ingeniero encargado de realizar la instalación tenga

una herramienta que le proporcione toda la información concerniente al montaje de cada equipo,

esta herramienta es el manual de montaje, este manual recopila todo los manuales de montaje de

cada equipo seleccionado para conformar el tramo de salida de línea. Con esto la empresa se

asegura de proporcionar al instalador la metodología necesaria para la correcta instalación del

tramo.

Para el desarrollo del trabajo se hace una breve descripción teórica de los temas

relacionados con los sistemas de potencia, diseño de las subestaciones eléctricas, datos del sistema,

ubicación del proyecto, componentes de un tramo de salida de línea y diferentes temas relacionados

con el montaje de un tramo de salida de línea.

El siguiente trabajo muestra los deferentes aspectos que componen el manual de montaje,

este manual está dividido por secciones, cada sección contiene información necesaria para la

instalación del tramo de salida de línea. El desarrollo del trabajo contiene una breve explicación

del contenido de las secciones, con la finalidad de mostrar los aspectos que tiene que revisar el

personal de mantenimiento al momento de realizar la instalación del tramo.

CAPITULO I

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y UBICACIÓN DEL PROYECTO

1.1 Actividad que realiza CORPOELEC:

La corporación eléctrica nacional, S.A. (CORPOELEC), es una empresa formada por el estado

venezolano que cumple con todos los ciclos necesarios para transportar energía a los consumidores,

esta empresa es la encargada de generar, transmitir, distribuir y comercializar la energía eléctrica

que requiere el país y por tanto impulsar el desarrollo y mejorar la calidad de vida de todos los

venezolanos y venezolanas.

1.2 Reseña histórica de la empresa:

En el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, el ejecutivo nacional a través del

Decreto-Ley N° 5330, de fecha 2 de mayo del 2007, ordena la creación de la sociedad anónima

Corporación Eléctrica Nacional CORPOELEC, como una empresa operadora estatal encargada de

realizar las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y

energía eléctrica. Este decreto también se define como un hecho público donde todas las empresas

que existían en el sector proveniente de los ámbitos públicos y privados. Por ejemplo, EDELCA,

EDC, ENELVEN, ENELCO, ENELBAR, CADAFE, GENEVAPCA, ELEBOL, ELEVAL,

SENECA, ENAGEN, CALEY, CALIFE Y TURBOVEN, trabajan en sinergia para avanzar en el

proceso de fusión y facilitar la transición armoniosa del sector.

1.3 Misión de CORPOELEC:

Garantizar un servicio eléctrico eficiente con calidad, sentido social, sostenible y en equilibrio

ecológico en todo el territorio nacional. De manera que promueva el desarrollo del país con la

participación activa, protagónica y corresponsable del poder popular,

4

comprometido con la Ética Socialista y el Plan de la Patria, contribuyendo a la Seguridad y Defensa

de la Nación.

1.4 Visión de CORPOELEC:

Ser una corporación con ética socialista, ambiental y económicamente sustentable; un modelo

en la prestación de servicio público y motor de desarrollo del país. Ser un organismo con talento

humano consciente, garante del suministro de energía eléctrica, promotora del uso racional y

eficiente de la energía, así como de la participación del poder popular y la preservación de la vida

en el planeta.

Los trabajadores de CORPOELEC fundamentan sus valores en el supra-valor ÉTICA

SOCIALISTA, que representa la búsqueda del desarrollo pleno del ser humano que propenda al

crecimiento de una fuerza laboral genuinamente humanista, la cual se enfoque en el cumplimiento

del deber social, el respeto a la dignidad, la solidaridad y la complementariedad. De este supra

valor se desprenden otros seis valores que forman parte del Marco Estratégico para el Periodo 2014

– 2019:

1.5 Objetivo de CORPOELEC:

La Corporación Eléctrica Nacional S.A., y sus trabajadores y trabajadoras, asumen el

compromiso con y ante el pueblo y el Estado, de cumplir en forma oportuna, eficiente y eficaz las

obligaciones y deberes como prestador del servicio eléctrico.

1.6 Estructura Organizativa de CORPOELEC

Estructura para la gerencia regional de transmisión central

5

Figura 1.1. Estructura de la gerencia regional de transmisión central.

División Estadal Miranda

Figura 1.2. Estructura división Estadal transmisión Miranda.

6

Organigrama división Estadal mantenimiento de subestaciones Miranda

Figura 1.3. División Estadal de mantenimiento de subestaciones Miranda.

1.7 División de CORPOELEC donde pertenece el proyecto

El proyecto fue realizado recibiendo la directriz de la División Estadal de Mantenimiento de

Subestaciones Miranda, a cargo del Ingeniero Miguel Díaz. Esta división cumple con la tarea del

mantenimiento de subestaciones troncales como S/E Sur 765/230 kV, S/E Santa Teresa III

400/230/115/34,5 kV, S/E Diego de Losada 400/230/115 kV, OMZ 230 kV, La Raíza 230 kV y el

Sitio 230 kV. Otra de las tareas de esta división de mantenimiento es desarrollar proyectos de

ampliación de las subestaciones.

7

1.8 Ubicación del proyecto

El proyecto está ubicado específicamente en la Subestación Diego de Losada 400/230/115 kV,

esta subestación pertenece al sistema de transmisión Miranda situado en la localidad de Santa

Teresa del Tuy, Municipio Independencia del Estado Miranda. La subestación Diego de Losada

forma parte de las subestaciones Troncales del sistema de transmisión Miranda. A causa de que la

misma suministra toda la energía a las subestaciones de Sub-Transmisión que alimentan las

localidades de Ocumare del Tuy, Yare, Santa Lucia, Charallave e IFE (Instituto de Ferrocarriles

del Estado) se le considera de gran importancia, como lo muestra la figura 1.4 y la figura 1.5.

También forma un anillo con subestaciones troncales del Estado Miranda y Estado Aragua, como

son la subestación Santa Teresa III, subestación Tiara, subestación Horqueta y el sistema

Hidrocapital Camatuy en 230 kV. En la figura 1.6 se muestra el unifilar de la subestación Diego

de Losada 400/230/115 kV.

Figura 1.4. Subestación Diego de Losada.

8

Figura 1.5. Diagrama unifilar anillo 115 kV, Valles del Tuy.

Figura 1.6. Diagrama unifilar subestación Diego de Losada

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Definición de Sistema de Potencia.

La definición que establece el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE –

“Institute of Electrical and Electronics Engineer”), nos define que un sistema de potencia es una

red formada por unidades generadoras eléctricas, cargas y/o líneas de transmisión de potencia,

incluyendo el equipo asociado, conectado eléctricamente o mecánicamente a la red. Por otra parte

el diccionario de la IEEE nos define el sistema de potencia como las fuentes de potencia eléctrica,

conductores y equipos requerido para suplir la potencia eléctrica. Ha de entenderse, entonces, un

sistema eléctrico de potencia como: el conjunto de elementos que constituyen la red eléctrica de

potencia siendo su función; generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica hasta los usuarios,

bajo ciertas condiciones y requerimientos. [1]

2.1.1 Estructura de un Sistema de Potencia

Un sistema de potencia, de acuerdo con las actividades que realiza, básicamente consta de

tres subconjuntos bien específicos y diferenciados que realizan las labores de generación,

transmisión y distribución. [1]

2.1.1.1 Generación

El sistema de generación es la parte básica del sistema de potencia, esta se encarga de

entregar la energía eléctrica al sistema, esto a partir de la transformación de distintos tipos de

energía primaria. El conjunto de unidades generadoras reciben el nombre de centrales o plantas de

generación, siendo su función tomar una fuente primaria de energía y convertirla en energía

eléctrica. [1]

10

2.1.1.2 Transmisión

La ubicación de las grandes centrales de generación eléctrica, obligan a transportar grandes

bloques energéticos generados a través de grandes distancias, de manera que lleguen a los centros

de consumo. La misión de esta parte del sistema de potencia es transportar los grandes bloques de

energía desde los centros de generación a todos los puntos del sistema, además de interconectar las

diferentes centrales y/o diferentes sistemas de potencia. La transmisión de energía se realiza en

altas tensiones, puesto que permite transportar mayor cantidad de potencia. Cuando se duplica el

valor de voltaje en una línea se cuadriplica la potencia. [1]

2.1.1.3 Distribución

El proceso de producción de energía eléctrica de tres etapas sucesivas: generación,

transmisión y distribución. De estas tres fases, la distribución de energía comprende las técnicas y

sistemas empleados para la conducción de la energía hasta los usuarios dentro del área de consumo.

La energía eléctrica es transmitida frecuentemente en bloques de magnitud considerable y en altas

tensiones desde el punto de generación hasta el área donde se pretende distribuirla, de ahí que sea

necesario uno o más pasos de transformación para llevarla a los niveles de utilización. El sistema

de distribución es el último elemento del sistema de potencia antes de llegar a los consumidores.

[1]

2.2 Subestación eléctrica

Una subestación es la manifestación física de un nodo de un sistema eléctrico de potencia,

es decir, de un número de circuitos de entrada y salida conectados a un punto común, en el cual la

energía se transforma a niveles adecuados de tensión para su transporte, distribución o consumo,

con determinados requisitos de calidad. [2]

Las subestaciones se pueden clasificar de manera general y de acuerdo a su función:

11

Subestaciones elevadoras, que interconectan las centrales eléctricas con las líneas de

transmisión. Estas instalaciones tienen una parte que opera a media tensión y que conecta los

generadores a los primarios de los transformadores de potencia con la circulación de elevadas

intensidades de corriente y una parte en alta o muy alta tensión que conecta los secundarios de los

transformadores con las líneas de transmisión. [3]

Subestaciones de interconexión, que aseguran la unión entre diferentes líneas de

transmisión en alta tensión directamente si funcionan a la misma tensión de servicio o por

intermedio de transformadores de potencia elevadores o reductores de tensión si las líneas operan

a distintas tensiones. [3]

Subestaciones reductoras, que enlazan el sistema eléctrico de alta tensión con los sistemas

de distribución o con los servicios de consumidores especiales a media tensión. [3]

2.2.1 Criterios para la selección del esquema eléctrico de una subestación

No es posible fijar normas definidas para la determinación del número de juegos de barras

y de la aparamenta de la instalación, porque cada caso en particular requiere un estudio para proveer

una flexibilidad y continuidad razonable en la explotación con un costo mínimo, de acuerdo a la

potencia que debe suministrarse. [3]

Sin embargo, el esquema eléctrico de principio y la solución constructiva de una

subestación quedan determinados por todos o algunos de los siguientes factores:

a) Importancia de la instalación (tensión y potencia del suministro).

b) Costos de inversión.

c) Características y ubicación del terreno.

d) Importancia y continuidad del servicio.

e) Facilidades de mantenimiento de los aparatos.

f) Grado de seguridad para el personal.

g) Posibilidades de ampliación de las instalaciones.

h) Tipo de operación: permanentemente atendida, a control remoto, etc.

12

De acuerdo a los principios indicados, la subestación puede constar de un simple juego o

de doble juego de barras; de un esquema consistente en un interruptor o doble interruptor por

salida; de transformadores trifásicos con una reserva trifásica o de bancos trifásicos de

transformadores monofásicos con una unidad de reserva. [3]

2.2.2 Representación esquemática de una salida de línea

Los esquemas unifilares correspondientes a un tramo para la conexión de una línea de

transmisión o de trasformador de potencia se indican en las Figuras 2.1 y 2.2. [3]

Figura 2.1. Esquema unifilar de tramo para línea de transmisión

13

Figura 2.2. Esquema unifilar de tramo de transformación.

2.2.3 Elementos que componen un tramo de salida de línea

a) Seccionadores tripolares de barras se abren intencionalmente cuando no circula corriente

por el circuito. Su misión es separar los aparatos (transformadores, interruptores y otros)

para la inspección o aislarlos de las barras en caso de averías. Figura 2.3. Seccionador

tripolar ALSTON.

b) Interruptores automáticos de potencia que permiten conectar y desconectar manualmente o

automáticamente el circuito en caso de falla, una vez que el sistema de protección ha dado

la señal de disparo. Figura 2.4. Interruptor SIEMENS 3AP1-FG.

c) Transformadores de medición para alimentar con tensiones y corrientes reducidas los

instrumentos indicadores, de medición y registro, y relés de protección. Figura 2.5

Transformador de corriente y Figura 2.6 Transformador de tensión.

14

d) Pararrayos para limitar los efectos de sobretensión origen interno y atmosférico que pueden

aparecer durante la operación. [3]

Figura 2.3. Seccionador marca ALSTON. Utilizado para el proyecto del tramo de línea.

Figura 2.4. Interruptor siemens 3AP1-FG. Utilizado para el tramo de línea.

15

Figura 2.5. Transformador de corriente, marca ABB.

Figura 2.6. Transformador de tensión capacitivo, marca ABB.

2.2.4 Esquemas típicos de barras

2.2.4.1 Esquema de principio de un juego de barras

Esta disposición, ilustrada en la Figura 2.7, es la más simple y económica de todas las

soluciones posibles en el proyecto de las subestaciones y se utiliza preferentemente en las

16

instalaciones de menor importancia y donde se admiten cortes de corriente con alguna

frecuencia. [3]

Figura 2.7. Esquema unifilar de un juego de barras.

2.2.4.2 Esquema de un juego de barras seccionadas

Se dividen las barras en secciones mediante interruptores, como se muestra en la Figura 2.8.

Esta disposición permite mayor flexibilidad para la operación y para la realización de los

trabajos de mantenimiento. Si la instalación tiene varias líneas de transmisión que alimentan

una misma carga, estas pueden disponerse alternativamente en cada sección de barras para

mantener seguro el suministro de energía. [3]

Figura 2.8. Esquema de un juego de barras seccionadas.

17

2.2.4.3 Esquema con doble juego de barras

La disposición más simple y convencional con doble juego de barras se evidencia en la

Figura 2.9. Con este esquema cada línea puede ser alimentada de cualquiera de los juegos de

barras, por lo tanto, es posible dividir las salidas en dos grupos separados si lo exigen razones

de operación. Además, es posible conectar todos los alimentadores en un solo juego de barras

mientras se hace el servicio de mantenimiento de los seccionadores y la limpieza de los

aisladores asociados al segundo juego de barras. Para transferir las líneas de uno a otro juego

de barras sin necesidad de suspender el servicio, se requiere agregar un interruptor de

acoplamiento. El interruptor de acoplamiento de barras puede utilizarse también como reserva

para casos de mantenimiento de los interruptores de línea. Los esquemas de doble juego de

barras se complican a medida que se le incorporan otros elementos para asegurar una mayor

flexibilidad en la operación y cuando se exige reducir al mínimo los riesgos originados por

fallas. [3]

Figura 2.9. Esquema convencional con doble juego de barra.

2.2.4.4 Esquema de doble juego de barras con duplicación de interruptores

Este esquema es el más completo pero el más costoso de todos. Su campo de aplicación se

circunscribe preferentemente a subestaciones de centrales eléctricas de muy grande capacidad

o en instalaciones muy importantes donde la continuidad del servicio es el criterio fundamental

del proyecto. En la Figura 2.10 se indica el esquema de principio para esta solución. El sistema

opera con dos interruptores automáticos conectados a cada una de las barras y asociados a cada

18

línea de salida. En caso de producirse una avería en uno de los interruptores de línea o sobre

uno de los juegos de barras colectoras, el sistema de protección provoca la conmutación

automática sobre el otro juego de barras sin que se produzca ninguna interrupción del servicio.

Los seccionadores de barra deben estar permanentemente cerrados. Con esta disposición no se

necesita ningún interruptor de acoplador de barras. En este esquema se duplican los elementos

básicos: interruptores, transformadores de medición y otros, con respecto a la disposición

convencional de doble juego de barras. [3]

Figura 2.10. Esquema de doble juego de barras con doble interruptor.

2.2.4.5 Esquema de doble juego de barras con interruptor y medio

Esta disposición permite casi la misma flexibilidad y seguridad de operación que el

esquema de doble interruptor con una sustancial economía. Por esta razón, es usado en

instalaciones muy importantes. El único inconveniente que presenta esta solución es que el

sistema de protección es más complicado, puesto que la protección debe asociar correctamente

el interruptor central con el del alimentador. En la Figura 2.11 se muestra el diagrama unifilar

del juego de barras con interruptor y medio. [3]

19

Figura 2.11. Esquema de barras con interruptor y medio.

2.2.4.6 Esquema de barras principal y de transferencia

Este esquema permite varias variantes de acuerdo al número de seccionadores que se utilice.

La variante más simple se reduce al de un juego de barras principal y un juego de transferencia,

cuyo esquema está indicado en la Figura 2.12.

Figura 2.12. Esquema de barras principal y de transferencia.

Con esta configuración se puede efectuar el mantenimiento de cualquier interruptor sin

quitar de servicio las líneas o los transformadores. Además, se puede proteger la salida

utilizando el interruptor de acoplamiento transfiriendo a esté la protección de la línea. Este

sistema es práctico para aquellos casos en que hay numerosos interruptores en la subestación

que requieren un mantenimiento frecuente y es muy utilizado en tensiones medias y

mediamente altas. La inspección o trabajos en los seccionadores obligan a dejar fuera de

20

servicio la barra correspondiente. Si se produce un defecto en la barra principal, el sistema

queda fuera de servicio. La operación con la barra de transferencia es a su vez peligrosa por

quedar las salidas sin interruptores. [3]

2.3 Pruebas de puesta en marcha de las subestaciones

Para la puesta en marcha de una subestación o una ampliación de la misma, existen tres

tipos de pruebas a cumplir obligatoriamente. Estas son las pruebas de funcionamiento, las

pruebas de aceptación y las pruebas de energización. [6]

Las pruebas de funcionamiento se realizan una vez que el contratista haya dado aviso por

escrito a CADAFE con quince (15) días de anticipación de que la obra ha sido terminada total

o parcialmente. Estas pruebas de funcionamiento serán realizadas conjuntamente con el

contratista y por el representante de CADAFE. Las pruebas de funcionamiento son para la

detección temprana de cualquier error resultante de una instalación defectuosa, las cuales serán

subsanadas durante o al finalizar dichas pruebas. De esta manera se evitan demoras en la

inspección y en las pruebas siguientes. Se anexa al instructivo utilizado para la realización de

las pruebas de funcionamiento. [6]

Una vez finalizadas las pruebas de funcionamiento, éstas serán revisadas por un

representante del departamento de pruebas de la gerencia respectiva con la finalidad de

certificar la factibilidad del comienzo de las pruebas de aceptación. [6]

Las pruebas de aceptación se realizarán posteriormente a las de funcionamiento, siempre y

cuando las primeras hayan sido satisfactorias y serán realizadas por personal de CADAFE y el

contratista. La inspección y pruebas de aceptación de una subestación deberán cubrir todos los

transformadores, equipos de maniobra, protección, señalización, medición, control,

enclavamientos, equipos de servicios auxiliares, estructuras, entre otros; que integran la obra

electromecánica de una subestación. Las pruebas de energización se realizaran una vez que las

pruebas de funcionamiento y aceptación hayan sido cumplidas a satisfacción de CADAFE. [6]

21

2.4 Protocolo de Pruebas [6]

Una vez finalizada la obra de ampliación de una subestación, se prepara el protocolo de

inspección y pruebas de la subestación antes del comienzo de las mismas, el cual estará

basado en estas normas y que incluirá como mínimo lo siguiente:

Programas de prueba

Instrucciones para inspección y puesta de equipos no contemplados en estas normas.

Planillas de inspección y pruebas para todos y cada uno de los equipos y sistemas.

CAPITULO III

EL PROBLEMA

3.1 Planteamiento del problema

El crecimiento del consumo de energía eléctrica en el país, por diferentes motivos,

desarrollo industrial y elevación de vida de la población, requiere la ampliación de los sistemas de

generación, transmisión y distribución de la energía. CORPOELEC se encuentra desarrollando

constantemente ampliaciones en el sistema interconectado, estas nuevas instalaciones tienen el

propósito de satisfacer las necesidades de consumo, para mantener el sistema estable, equilibrando

la generación y la demanda. Así pues, El montaje de un tramo de salida de línea en 115 kV, para

la subestación Diego de Losada, tiene la intención de conectar esta subestación con la subestación

Santa Teresa II como lo muestra la Figura 3.1. Para realizar el montaje del tramo es necesario

establecer un manual que desarrolle las diferentes etapas del proyecto. Es decir, un instructivo que

muestre todos los aspectos que deben ser tomados en cuenta al momento de realizar el montaje del

tramo de salida de línea. Este instructivo debe recopilar toda la información con respecto a las

características de los equipos de potencia asociados al tramo, levantamiento de planos del tramo y

de los diferentes equipos que lo componen. Todo esto con la finalidad de proveer a los ingenieros

y técnicos de subestación la información necesaria para realizar el montaje, mantenimiento y

reparaciones futuras en el tramo instalado.

3.2 Objetivo general

Diseñar un manual de montaje para un tramo de salida de línea en la subestación Diego de

Losada. Así pues, suministrar toda la información técnica de los equipos de potencia existentes en

almacenes asociados a un tramo de salida de línea en 115 kV.

23

3.2.1 Objetivos específicos

Evaluar todos los aspectos relacionados con el diseño de un tramo de salida de línea

en una subestación eléctrica.

Evaluar los estudios relacionados con el montaje de un tramo de salida de línea.

Analizar el esquema de la subestación donde se va realizar el montaje del tramo de

salida de línea.

Conformar el manual de montaje del tramo de salida de línea.

Realizar la selección de los equipos que conforman el tramo de salida de línea.

Recopilar la información técnica de todos los equipos que serán instalados en el

tramo de salida de línea.

Realizar planos del tramo de salida de línea.

Proporcionar los lineamientos para el montaje de todos los equipos de potencia del


Proporcionar todos los protocolos de pruebas de los equipos.

Proporcionar todos los protocolos de puesta en marcha de los equipos.

3.3 Justificación

Las subestaciones forman parte importante de los sistemas de potencia, su diseño y futuras

ampliaciones hacen que las empresas de suministro de energía conformen departamentos de

ingeniería para el desarrollo y planeación de estos proyectos. La instalación de un tramo de salida

de línea en una subestación que se encuentra operativa, nos brinda la oportunidad para la

escogencia de los equipos que conforman dicho tramo, la agrupación de especificaciones técnicas,

planos y protocolos de pruebas de los equipos. Así mismo, se beneficia a los mantenedores de la

subestación en el momento que correspondan los futuros mantenimientos. El técnico y/o ingeniero

podrá obtener toda la información necesaria que será recopilada cuando se realice el proyecto del

manual del tramo de línea.

24

3.4 Alcance y delimitación

Este proyecto está dirigido a recopilar información, estudiar el proceso de montaje y puesta

en servicio de un tramo de salida de línea en una subestación operativa, este montaje está ubicado

en el patio de 115 kV de la subestación Diego de Losada, y cuenta con bahías de reserva para

futuras ampliaciones, gracias a esta previsión está determinado un espacio necesario para

implementar dicho tramo.

Este proyecto no contempla, la parte de señalización, control y protección de los equipos

pertenecientes al tramo de salida de línea. La parte que falta del proyecto forma parte de otro

desarrollo de pasantía por parte de la división de protecciones Miranda.

25

DESARROLLO DEL PROYECTO

4.1 Evaluación de aspectos relacionados con el manual de montaje del tramo de salida de

línea.

Partiendo de la necesidad del montaje de un tramo de salida de línea en la subestación Diego

de Losada, con el fin de conectar la subestación Diego de Losada y la subestación Santa Teresa II

en 115 kV, como lo muestra la Figura 3.1 y la Figura 3.2. Es necesario documentar información

técnica de todos los equipos que serán instalados en tramo referido, esta documentación consiste

en recopilar los manuales de montaje de los equipos de potencia, planos y diferentes aspectos que

forman parte del proyecto. Todo esto tomando en cuenta los lineamientos que nos proporcionan

las normas internacionales y nacionales con respecto al diseño y montaje de equipos en una

subestación eléctrica.

Figura 3.1. Sistema de transmisión Miranda.

26

Figura 3.2. Líneas de transmisión Miranda.

Según la norma 167_88 [5] de CADAFE, la contratista que se encarga del diseño,

construcción o ampliación de la subestación, debe proporcionar a la empresa copias de los

instructivos de montaje de cada uno de los equipos y sistemas a instalar. Para el caso de este

proyecto en particular, el cual es realizado por personal perteneciente a la compañía de suministro

de energía, son ellos mismos los que realizan la recopilación de esta información y conforman el

manual de montaje del tramo para su instalación.

El manual de montaje debe llevar todo lo relacionado con las pruebas de funcionamiento y

protocolo de pruebas del tramo a instalar, como lo instruye la norma 185_88 de CADAFE, donde

nos dice que las pruebas de funcionamiento, pruebas de aceptación y de puestas en marcha deben

ser anexadas al instructivo de la subestación o la ampliación a instalar.

4.2 Aspectos relacionados con el diseño de un tramo de salida de línea.

Las normas de CORPOELEC especifican que al momento del diseño de subestaciones se

debe tomar una serie de criterios básicos para su construcción. Uno de estos criterios lo muestra la

27

norma 156_88 [4] de CADAFE, en su punto número 3, en el cual sostiene que el esquema de

conexión que sea seleccionado para la subestación a construir debe permitir ampliaciones futuras

y modificaciones a otros esquemas si ello es requerido por el crecimiento de las cargas, mayor

capacidad de generación o mayores requerimientos de confiabilidad. En el caso propio del montaje

de salida de línea en la subestación Diego de Losada, estas previsiones fueron tomadas y la

subestación cuenta con espacios de reserva para tramos futuros.

Para realizar el diseño del tramo de salida de línea, se recopilo la información con respecto

a los niveles de corto circuito. Con esta información se verifica que los equipos no sobrepasen estos

niveles. Los cuales fueron proporcionados por el departamento de operaciones del Despacho

Capital, como lo muestra la Tabla 1.1.

Tabla 1.1. Información del sistema

Niveles de corto

circuito

Monofásico Ikss [kA]

Bifásico Ikss [kA]

Trifásico Ikss [kA]

S/E DIEGO LOSADA 115 kV

18,614 13,982 16,223

4.3 Proceso de ejecución del tramo de salida de línea.

El proceso de diseño del tramo lo componen las obras civiles y las obras electromecánicas.

El proyecto está enfocado en la parte electromecánica, esta parte está relacionada con el montaje

de los equipos de potencia. Es necesario efectuar un estudio del sistema donde se va conectar el

tramo, dado que esta información permite definir los parámetros esenciales exigidos para su

conexión al sistema y su correcta operación, además de los estudios de corrientes máximas de la

línea para obtener las relaciones de los TC y TP. Por consiguiente, es necesario analizar el flujo de

potencia donde se encuentre anexada la nueva línea de transmisión que conectara la subestaciones

de Diego de Losada y la subestación Santa Teresa II. La división encargada de obtener esta

información necesita los valores de impedancia y distancia de la futura línea a construir, y para el

caso del proyecto del tramo de salía de línea en Diego de Losada, estos estudios no se

proporcionaron ya que los equipos a instalar en el tramo ya fueron evaluados y se encuentran

28

disponibles en el almacén de la subestación Santa Teresa III. La división de mantenimiento toma

como referencia tramos diseñados anteriormente y coloca los equipos de potencia antes utilizados.

4.4 Visita de reconocimiento

Se realizó una visita a la subestación Diego de Losada para recolectar información

importante con respecto a la ubicación del tramo en el patio, distancias para el montaje de los

equipos y distancias para realizar los diferentes planos que componen el tramo de salida de línea.

En la Figura 3.3 podemos apreciar el espacio de reserva donde será instalado el tramo.

Figura 3.3. Espacio de reserva para montaje de tramo de salida de línea

4.5 Conformación del tramo

Un tramo de subestación es el espacio físico conformado por dispositivos de maniobra y

equipos de potencia asociados, para el caso de la subestación Diego de Losada, el patio de 115 kV

donde va ser conectado el tramo de salida de línea cuenta con un arreglo de barra principal y

transferencia. Este tramo de salida de línea, con este arreglo de barra, está compuesto básicamente

por los siguientes equipos:

29

Interruptor de potencia

Seccionador tripolar de línea

Seccionador tripolar de barra principal

Seccionador tripolar de barra de transferencia

Seccionador tripolar de puesta a tierra

Tres transformadores de corriente

Tres transformadores de potencial

Aisladores de soporte

4.6 Disposición de los equipos en el tramo de salida de línea.

La disposición de los equipos en el tramo depende del esquema de barra instalado en la

subestación, conociendo esta disposición en el patio de 115 kV de la subestación Diego de Losada,

esquema de barra principal y transferencia, se procedió a realizar la siguiente disposición de los

equipos en el tramo y su respectiva nomenclatura como lo muestra la Figura 3.4. Considerando la

disposición del tramo de salida de línea agregamos el tramo de salida de línea a construir al patio

de 115 kV de la subestación, tomamos el diagrama unifilar y realizamos un plano con la nueva

instalación incluida como lo muestra la zona en amarillo de la Figura 3.5.

Figura 3.4. Diagrama unifilar tramo de salida de línea.

30

Figura 3.5. Diagrama unifilar del patio de 115 kV.

4.7 Disposición de bancada en el tramo de salida de línea.

El patio de 115 kV en la subestación se encuentra diseñado de manera tal que todos los

tramos conforman una composición uniforme en la posición de los equipos como lo muestra la

Figura 3.6. La distancia entre los equipos y distancia entre los tramos es la misma para todos los

tramos. Esta simetría nos da una referencia a la hora de ubicar los equipos, básicamente tomamos

las mediciones de las bancadas y fundaciones de un tramo ya instalado para replicar estas

mediciones en el tramo nuevo a construir, luego de tomadas estas mediciones se procedió a realizar

el plano de la bancada como lo muestra la Figura 3.7.

31

Figura 3.6. Bancada y fundación de equipos de los tramos del patio de 115 kV.

Figura 3.7. Bancada y fundación de equipos del tramo de salida de línea.

4.8 Desarrollo del manual de montaje del tramo de salida de línea

El manual de montaje está conformado por 4 secciones que describen diferentes etapas e

instrucciones a seguir en el proceso de montaje del tramo. Estas secciones contienen material

importante tanto para el montaje como para el mantenimiento del tramo a instalar. Para desarrollar

el manual se compilo toda la información disponible de cada equipo de potencia y se desarrollaron

protocolos de prueba y verificación de puesta en marcha de todos los equipos que conforman el

tramo. En la Tabla 1.2 podemos observar los puntos que desarrolla cada sección del manual de


32

Tabla 1.2. Lista de referencia del tramo de salida de línea.

SECCIÓN DESCRIPCIÓN

1 Manual de operación y mantenimiento 1.1 Interruptor de potencia 115 kV 1.2 Seccionador tripolar 1.3 Seccionador puesta a tierra 1.4 Transformador de corriente 1.5 Transformador de tensión 1.6 Aislador soporte 2 Manual de montaje electromecánico

2.1 Procedimiento y hojas de control 3 Montaje y obra electromecánica

3.1 Planos de equipos de tramo 115 kV 4 Protocolo de pruebas, verificación y puesta

en marcha 4.1 Todos los equipos del tramo de 115 kV

4.8.1 Sección número 1. Manual de operación y mantenimiento.

Esta sección contiene los manuales de operación y mantenimiento de los equipos de

potencia a instalar en el tramo de salida de línea. Su objetivo es proveer al instalador de la

información de los equipos del tramo, todos los datos técnicos del equipo y sus respectivos planos.

De esta manera el instalador tiene acceso a los manuales de montajes particulares de cada equipo.

Los datos de la sección se presentan de la siguiente manera:

4.8.1.1 Interruptor de potencia SIEMENS 3AP1FG

Plano del interruptor, Figura 3.8.

Manual del interruptor 3AP1FG, Figura 3.9.

33

Figura 3.8. Plano del interruptor SIEMENS 3AP1FG

Figura 3.9. Portada Manual del Interruptor SIEMENS 3AP1FG.

34

4.8.1.2 Seccionadores con mando tripolar marca ALSTOM S2DA

Plano del seccionador tripolar ALSTOM S2DA, Figura 3.10.

Manual del seccionador tripolar ALSTOM S2DA, Figura 3.11.

Manual del mecanismo de accionamiento a motor de seccionadores ALSTOM

S2DA.

Figura 3.10. Plano del seccionador tripolar ALSTOM S2DA.

Figura 3.11. Manual de montaje seccionadores tripolares ALSTOM S2DA.

35

4.8.1.3 Trasformador de corriente ABB IMB 123

Plano del transformador de corriente, Figura 3.12.

Manual del transformador de corriente, Figura 3.13.

Figura 3.12. Plano de transformador de corriente ABB IMB 123.

Figura 3.13. Manual de transformador de corriente ABB IMB 123.

36

4.8.1.4 Transformador de tensión ABB CPA 123

Plano del transformador de tensión, Figura 3.14.

Manual del transformador de tensión, Figura 3.15.

Figura 3.14. Plano transformador de tensión ABB CPA 123.

Figura 3.15. Manual transformador de tensión ABB CPA 123.

37

4.8.2 Sección número 2. Manual de montaje electromecánico

El montaje electromecánico de los equipos requiere tomar en cuenta una serie de medidas

al momento de realizar la instalación del tramo. El manual cumple con el propósito de ofrecer al

instalador el material de orientación que le permita realizar adecuadamente la actividad de

desembalaje e instalación de los equipos pertenecientes al tramo de salida de línea.

4.8.2.1 Montaje electromecánico de estructuras metálicas

En la Tabla 1.3 se muestra el proceso a seguir para el montaje de las estructuras metálicas

correspondientes al tramo de salida de línea:

Tabla 1.3. Montaje de estructura metálica.

Proceso de montaje Pasos a seguir

Elemento de entrada Estructura metálica con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante.

Recursos Grúa con estrobos adecuados para el izado, plataforma o escalera, herramientas (llaves fijas, destornilladores, llave dinamométrica….).

Montaje 1. Repaso de los planos. 2. Ensamblado de la estructura según los planos. 3. Nivelación aproximada de las tuercas de nivelación

de los pernos. 4. Izado de la estructura, colocación en los pernos y

sujeción de la estructura. 5. Nivelación y aplomado con las tuercas de nivelación.

Resultado Estructura metálica montada y nivelada.

4.8.2.1.1 Precauciones a tener en cuenta

Acerca del izado, en el momento que el izado de las estructuras se realice en las

proximidades de zonas en tensión, se solicitará el descargue de las instalaciones próximas en

tensión, si no se obtiene, se adoptarán medidas complementarias; pantallas aislantes protectoras y

vigilancia constante del jefe de equipo.

38

Por otro lado, los operarios que “apuntan y cosen” las estructuras, deben emplear

palanquetas o punteros, para no atraparse los dedos y manos entre montantes y cartelas.

En relación con las herramientas, tuercas, tornillos, poleas, cuerdas y otros materiales, han

de izarse o bajarse con cuerdas de servicio y con bolsas.

Por último, se colocaran protecciones para que los estrobos no dañen el galvanizado. Las

cuerdas que se utilicen, deben tener un diámetro superior a 12 mm Ф. En función de la carga; 12mm

Ф: 75 kg. 14mm Ф: 100 kg. 16mm Ф: 125kg. 18mm Ф: 175 kg. 20mm Ф: 250kg.

4.8.2.1.2 Verificación final

El encargado del montaje una vez completada su labor comprobara:

Estado de los pernos y taladros en la base (limpieza, colocación y disposición).

Nivelación y aplomado de la estructura, teniendo en cuenta las tolerancias admisibles.

4.8.2.2 Montaje electromecánico de columnas de aisladores

En la Tabla 1.4 se muestra el proceso a seguir para el montaje de las estructuras metálicas

correspondientes al tramo de salida de línea.

Tabla 1.4. Montaje de columnas de aisladores.


Elemento de entrada Aislador embalado con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante. Estructura metálica fijada al suelo.

Recursos Grúa con estrobos adecuados para el izado, plataforma o escalera, herramientas (llaves fijas, destornilladores, nivel….).

Montaje 1. Desembalaje del equipo. 2. Repaso de las instrucciones de montaje del equipo. 3. Montaje de las columnas de aisladores. 4. Presentación de las piezas de conexión. 5. Izado y fijación sobre estructura metálica.

39

6. Nivelación mediante calzos en la base. 7. Limpieza de los aisladores.

Resultado Aislador montado y nivelado.


Durante la formación de las columnas de los aisladores soporte, se tendrá un especial

cuidado con los elementos aislantes, apoyándolas siempre sobre maderas y nunca directamente

sobre el suelo. Así mismo, se colocarán maderas entre las columnas para evitar golpes entre ellas,

lo que produciría su rotura.

Así pues, para el izado se utilizaran estrobos de lona lo suficientemente largos como para

no forzar el equipo.


El encargado una vez completado el montaje aprobará la nivelación del equipo y la

firmeza del mismo en su base correspondiente.

4.8.2.3 Montaje electromecánico del Interruptor de potencia

En la Tabla 1.5 se muestra el proceso a seguir para el montaje del Interruptor de potencia

correspondiente al tramo de salida de línea:

Tabla 1.5. Montaje del Interruptor de potencia.


Elemento de entrada Interruptor embalado con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante. Estructura metálica fijada al suelo.


Montaje 1. Desembalaje del equipo. 2. Repaso de las instrucciones de montaje del equipo. 3. Presentación de las piezas de conexión. 4. Izado y fijación sobre de la base del interruptor. 5. Montaje de las porcelanas soporte, cámaras de

extinción y otros.

40

6. Nivelado de la cabeza de los polos del interruptor utilizando los calzos de aluminio de la base.

7. Montaje del armario de mando. 8. Regulación y ajuste del interruptor. 9. Interconexiones eléctricas entre polos y armario de

mando. 10. Llenado de gas SF6.

Resultado Interruptor montado y nivelado.


Algunos de los elementos que componen los distintos interruptores son suministrados bajo

presión de SF6. En consecuencia, se tendrá especial cuidado en no golpear los interruptores porque

además de ser propensos a roturas, por estar fabricados de porcelana, contienen en su interior una

presión que podría resultar peligroso sin una manipulación adecuada por parte del operario.

Finalmente, para el izado de polos se utilizaran estrobos de lona lo suficientemente largos

como para no forzar las columnas de aisladores.


Se debe comprobar la nivelación del equipo y regulación del mando.

4.8.2.4 Montaje electromecánico de seccionadores tripolares

Para el montaje de los seccionadores es necesario tomar en cuenta una serie de aspectos

importantes, algunos de estos lineamientos los muestra la Tabla 1.6 la cual nos muestra el proceso

a seguir para el montaje de seccionadores tripolares correspondientes al tramo de salida de línea en

115 kV.

41

Tabla 1.6. Montaje seccionadores tripolares.


Elemento de entrada Seccionador embalado con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante. Estructura metálica fijada al suelo.


Montaje 1. Desembalaje del equipo. 2. Repaso de las instrucciones de montaje del equipo. 3. Montaje de las columnas de aisladores soporte y de

las columnas giratorias. 4. Montaje del conjunto de la parte superior sobre las

columnas. 5. Presentación de las piezas de conexión. 6. Izado y fijación del conjunto sobre estructuras

metálica. 7. Montaje del armario de mando. 8. Acoplamiento de la columna giratoria al armario de

mando. 9. Nivelación mediante calzos en la base (buscando la

nivelación de la cabeza). 10. Regulación y ajustes, con el trapecio o contacto fijo

ya colocado en la posición definitiva. 11. Interconexión eléctrica entre polos y armarios de

mando. 12. Montaje del mando y la timonería de las cuchillas de

puesta a tierra. 13. Limpieza y engrasado de los contactos.

Resultado Seccionador montado y nivelado.

4.8.2.4.1 Precauciones a tener en cuenta.

Durante la formación de las columnas de los aisladores soportes y de las columnas

giratorias, se tendrá un especial cuidado con las columnas de aisladores, apoyándolas siempre sobre

maderas y nunca directamente sobre el suelo y se colocarán maderas entre las columnas para evitar

golpes entre ellas y su rotura.

Con respecto al izado, se utilizarán estrobos de lona lo suficientemente largos como para

no forzar el equipo.

42

4.8.2.4.2 Verificación final.

Se debe comprobar la nivelación del equipo y regulación del mando.

4.8.2.5 Montaje electromecanico de los transformadores de medición

En la Tabla 1.7 se muestra el proceso a seguir para el montaje de los transformadores de

medición correspondiente al tramo de salida de línea:

Tabla 1.7. Montaje de transformadores de medición.


Elemento de entrada Transformador de corriente y de tensión embalados con todas sus partes, según pedido e indicaciones del fabricante. Estructura metálica fijada al suelo.


Montaje 1. Desembalaje del equipo. 2. Repaso de las instrucciones de montaje del equipo. 3. Presentación de las piezas de conexión. 4. Lazo y fijación del transformador, estrobado por cuatro

puntos y atados a la parte superior sobre la estructura metálica.

5. Nivelación mediante calzos en la base (buscando la nivelación de la cabeza).

6. Izado y fijación del conjunto sobre estructuras metálica.

7. En los transformadores de corriente comprobar la orientación de los devanados.

Resultado Transformador montado y nivelado.


Dentro de la misma tensión de servicio, los transformadores de medida y protección son

iguales físicamente pero no eléctricamente, por lo que antes de su montaje se les localizara e

identificara según el plano unifilar y los planos de localización de aparellaje; determinando a la vez

la correcta posición de las bornas P-1 y P-2 de los transformadores de intensidad.

43


Se debe comprobar la nivelación del equipo.

4.8.2.6 Recursos para el montaje de equipos de potencia

Para realizar el montaje de los equipos se utilizan diferentes herramientas y equipos como

lo muestra la figura 3.16 y la figura 3.17.

Figura 3.16. Estrobo utilizado para montaje de equipos.

Figura 3.17. Grúa para montaje de equipos de alta tensión

44

4.8.3 Sección número 3. Montaje y obra electromecánica

Esta sección contiene la obra de montaje del tramo, montaje de los equipos y sus respectivos

planos.

Con respecto a los planos, estos proporcionan al instalador una guía para realizar el montaje

de manera correcta. Todos los planos se desarrollaron correspondientes al tramo de salida de línea,

haciendo uso del programa de diseño AutoCAD. En la Figura 3.16 se muestra la disposición

general de planta del tramo a instalar y el orden que llevan los equipos, tomando en cuenta su

ubicación previamente por los tramos de salida de línea que se encuentran construidos en la

subestación. Es decir, para efectuar los planos se tomaron las mediciones de los tramos ya

construidos y se agregaron los equipos nuevos a instalar.

Así pues, los planos contienen las medidas de todas las distancia de los equipos, distancia

entre bases de los equipos y distancias de la bancada del tramo de salida de línea. Se debe señalar

que este proyecto no incluye la cimentación de los equipos a instalar, esta parte corresponde a la

obra civil del proyecto. En la Figura 3.17 se observa una plano de la vista de planta del tramo de

salida de línea.

Figura 3.18. Vista del tramo de salida de línea.

45

Figura 3.19. Vista de planta del tramo de salida de línea.

4.8.4 Sección número 4. Protocolo de prueba verificación y puesta en marcha

Los protocolos de prueba verificación y puesta en marcha, definen la condición operativa

de los equipos conectados en el tramo y determinan su correcta instalación. Para la aplicación de

las pruebas es necesario desarrollar un documento con una serie de lineamientos que deben ser

cumplidos por el instalador con el motivo de comprobar el buen funcionamiento de los equipos a

instalar. Posteriormente dicho documento servirá de soporte y punto de referencia para el

mantenimiento al tramo instalado. Estas pruebas de verificación y puesta en marcha son realizadas

a cada uno de los equipos a instalar en el tramo.

4.8.4.1 Puesta en marcha del interruptor de potencia

Durante el desarrollo de la puesta en marcha del interruptor, se comprueban las siguientes

características:

Determinar que el disyuntor se encuentra correctamente instalado y cableado para cumplir

su misión.

Determinar que las bornas de conexión y conexiones a embarrados (tubos, cables, varillas

o pletinas) se encuentran en correctas condiciones de servicio.

46

Determinar que todos los cables de los circuitos de control y mando, sus terminales y

respectivas conexiones, a las bornas y regletas, se encuentran correctamente identificados

y seguros.

Determinar que los circuitos de control tienen resistencia de aislamiento correcta.

Determinar que todos los componentes de protección están correctamente regulados,

ajustados y calibrados.

Determinar mediante pruebas funcionales que todos los componentes y dispositivos

actúan correctamente.

4.8.4.1.1 Inspección visual y comprobaciones del interruptor

Se efectúa una inspección visual y comprueba el estado general del disyuntor, realizando

las operaciones siguientes:

Verificar el estado de las columnas, soportes y aisladores propios del disyuntor.

Verificar y comprobar la rigidez del montaje, nivelado y la correcta fijación del disyuntor

al soporte o estructura.

Verificar y comprobar que las conexiones de alta tensión se encuentran firmes y están

realizadas con los conectores adecuados.

Verificar y comprobar el estado de tuberías, mecanismos de operación e instrumentos de

control y mando del equipo.

Verificar los niveles y que no existan fugas del elemento aislante de las cámaras de ruptura.

Verificar que el bastidor o soporte del disyuntor se halla conectado a la tierra de la malla

general de tierra de la subestación.

Verificar la estanqueidad del armario de mecanismos de mando y control.

Comprobar que todos los terminales de los cables de control y sus respectivas conexiones

a regletas están correctamente identificados y seguros. La identificación deber ser acorde

con los correspondientes esquemas de cableado, debiendo quedar reflejada la situación

actual.

Comprobar y “chicharrear” el cableado interno utilizando los esquemas de control y de

cableado interno.

Comprobar que todos los circuitos de control se encuentran bien aislados a tierra.

47

Verificar y comprobar que todos los componentes han sido debidamente regulados,

ajustados y calibrados como se especifican en el manual de los fabricantes.

Verificar y comprobar que todos los fusibles y automáticos de protección están instalados

y tienen las características correspondientes especificadas en los planos y/o

especificaciones técnicas.

4.8.4.1.2 Pruebas funcionales del interruptor

Operación manual o de emergencia.

Operación eléctrica local de cierre y apertura.

Operación eléctrica desde la sala de control.

Comprobación y medidas electromecánicas.

Pruebas finales:

a) Realizar pruebas de disparo mediante los relés de protección.

b) Verificar la actuación del relé reenganchador mediante la actuación de los elementos de

protección y comprobar el bloqueo por disparo definitivo.

c) Verificar la actuación de transferencia de disparo a otros disyuntores si los hubiera.

d) Comprobar y verificar el funcionamiento de las alarmas y en general de todos los circuitos

en el que intervenga el disyuntor.

4.8.4.2 Desarrollo de la puesta en marcha del seccionador tripolar

Durante el desarrollo de la puesta en marcha de seccionadores, se comprueba las siguientes

características:

Determinar que el seccionador se encuentra correctamente instalado y cableado para

cumplir su misión.

Determinar que las bornas de conexión y conexiones a embarrados (tubos, cables, varillas

o pletinas) se encuentran en correctas condiciones de servicio.

Determinar que todos los cables de los circuitos de control y mando, sus terminales y

respectivas conexiones, a las bornas y regletas, se encuentran correctamente identificados

y seguros.

48

Determinar que los circuitos de control tienen resistencia de aislamiento correcta.

Determinar que todos los componentes de protección están correctamente regulados,

ajustados y calibrados.

Determinar mediante pruebas funcionales que todos los componentes y dispositivos actúan

correctamente.

4.8.4.2.1 Inspección visual y comprobaciones de los seccionadores tripolares

Se efectúa una inspección visual y se comprueba el estado general del seccionador, realizando

las operaciones siguientes:

Verificar el estado de las columnas o aisladores soporte.

Verificar la rigidez del montaje y de la correcta fijación del seccionador al soporte o

estructura.

Verificar y comprobar que las conexiones de alta tensión se encuentran firmes y están

realizadas con los conectores adecuados.

Verificar y comprobar el estado de tuberías, mecanismos de operación e instrumentos de

control y mando del equipo.

Verificar que el bastidor o soporte del seccionador se halla conectado a la tierra de la malla

general de la subestación.

En los seccionadores que cuentan con cuchillas a de puesta a tierra, se comprobara que las

conexiones de las mismas aseguran un buen contacto en su puesta a tierra.

Verificar y comprobar todos los mecanismos de operación y mando.

Verificar y comprobar que todos los componentes han sido debidamente regulados,

ajustados y calibrados como se especifica en el manual de los fabricantes.

Verificar la estanqueidad de la caja de mecanismos de mando (en seccionadores con mando

eléctrico).

Comprobar que todos los terminales de los cables y sus respectivas conexiones a regletas

estén correctamente identificados y seguros. La identificación debe ser acorde con los

correspondientes esquemas de cableado, debiendo quedar reflejada la situación actual.

Comprobar y “chicharrear” el cableado interno, utilizando los esquemas de control y de

cableado interno.

Comprobar que todos los circuitos de control se encuentran bien aislados respecto a tierra.

49

Verificar que todos los fusibles están instalados y tienen las correspondientes características

solicitadas.

4.8.4.2.2 Pruebas funcionales de los seccionadores tripolares

Operación manual de cierre y apertura.

Operación eléctrica local de cierre y apertura.

Simultaneidad del cierre de los contactos principales.

Comprobaciones y mediciones eléctricas.

Pruebas finales:

a) Se efectúan todas las pruebas y maniobras precisas para garantizar el correcto

funcionamiento de los circuitos de control.

b) Verificar todos los circuitos en los que intervenga el seccionador.

4.8.4.3 Desarrollo de la puesta en marcha del transformador de corriente

Durante el desarrollo de la puesta en marcha de transformadores de intensidad, se persigue

comprobar las siguientes características eléctricas:

Determinar que las resistencias de aislamiento del transformador son correctas.

Determinar que la relación de transformación y su polaridad cumplen las especificaciones

del fabricante.

Determinar que los aparatos que han de ir conectados, guarden las relaciones

correspondientes a los transformadores de intensidad.

Determinar el buen conexionado de los diferentes aparatos de medida y protección.

4.8.4.3.1 Inspección visual y comprobaciones del transformador de corriente

Una vez concluida la instalación del transformador de intensidad se efectúa una inspección

visual y una serie de comprobaciones para asegurar que el estado general es satisfactorio. El

desarrollo de las operaciones consiste:

50

Comprobar y verificar el estado de los aisladores soporte.

Verificar la rigidez del montaje y de la correcta fijación del transformador al soporte.

Comprobar el nivel del líquido o elemento aislante.

Comprobar que no existen fugas del líquido o elemento aislante.

Verificar que las conexiones de alta tensión son firmes y están realizadas con los conectores

adecuados.

Verificar que la conexión de puesta a tierra del equipo es la adecuada y correcta.

Verificar la estanquidad de la caja de bornas de salida del secundario.

Comprobar y “chicharrear” el cableado o circuitos de intensidad utilizando los esquemas

desarrollados de interconexión.

Verificar que las conexiones y circuitos de intensidad secundarios, son firmes, y se

encuentran debidamente marcados e identificados.

4.8.4.3.2 Pruebas funcionales del transformador de corriente

Las pruebas a las que son sometidos los transformadores de intensidad para verificar su

funcionamiento y determinar sus características eléctricas son:

Comprobar y medir la resistencia de aislamientos contra tierra de todas aquellas partes del

transformador de intensidad que van a estar sometidas a tensión. Igualmente se comprobará

el aislamiento entre devanados primarios y secundarios.

Verificar la polaridad de los secundarios de cada transformador de intensidad.

Verificar la relación de transformación en todos los devanados secundarios, usando una

inyección primaria de corriente por fase midiendo las corrientes primarias de los devanados

secundarios de cada transformador de intensidad.

Inyectar una intensidad con valores adecuados por el primario o el secundario, para verificar

el cableado de los circuitos de los equipos de medida y protección.

Verificar la secuencia de fases de los distintos equipos conectados a los secundarios.

Comprobar que todos los circuitos de intensidad quedan bien cortocircuitados o cerrados

antes de poner en servicio el transformador.

Efectuar una revisión visual final antes de proceder a su entrada en servicio.

51

4.8.4.4 Desarrollo de la puesta en marcha del transformador de tensión

Durante el desarrollo de la puesta en marcha de transformadores de tensión, se persigue

comprobar las siguientes características eléctricas:

Determinar que las resistencias de aislamiento del transformador son correctas, devanado

de alta contra tierra, baja contra tierra y alta contra baja son correctas.

Determinar que el transformador este correctamente instalado y cableado y que todas las

terminaciones y terminales están correctamente identificadas y seguras.

4.8.4.4.1 Inspección visual y comprobaciones del transformador de tensión

Una vez concluida la instalación del transformador de tensión se efectúa una inspección

visual y una serie de comprobaciones para asegurar que el estado general es satisfactorio. El

desarrollo de las operaciones consiste:

Comprobar visualmente si el transformador está libre de tornillos flojos y accesorios de

montaje.

Identificar los circuitos mediante timbrado siguiendo los esquemas correspondientes de

control y cableado.

Verificar que todos los cables están bien marcados e identificados según esquema de

cableado.

Verificar que todos los terminales, terminaciones y conexiones están correctamente

asegurados.

Comprobar que el transformador está perfectamente conectado a la malla de tierra.

4.8.4.4.2 Pruebas funcionales del transformador de tensión

Las pruebas a las que son sometidos los transformadores de tensión para verificar su

funcionamiento y determinar sus características eléctricas son:

Medir la resistencia de aislamiento de los devanados.

52

Determinar la polaridad del transformador con una batería de corriente continua y un

miliamperímetro de corriente continua con cero central.

Verificar la relación de transformación de todos sus secundarios, usando una inyección de

tensión reducida por el primario fase a fase.

Determinar las resistencias de los devanados secundarios de cada transformador de tensión.

Verificar los circuitos de tensión, hasta los equipos instalados mediante la inyección de una

tensión, a la cual van a trabajar los equipos a partir de las bornas secundarias de los

transformadores de tensión.

Verificar el funcionamiento de los equipos de medida y protección sometidos a tensión.

Verificar la secuencia de fase de los distintos equipos conectados a los secundarios.

Todas estas pruebas se hacen con la finalidad de comprobar el buen funcionamiento de los

equipos instalados en el tramo, el manual le muestra al instalador todos los detalles que debe

verificar para poner en marcha los equipos. Todo esto con el objetivo de corregir todas las fallas

que pudiesen afectar la puesta en servicio de los equipos que conforman el tramo de salida de

línea. Al final de todas estas pruebas y verificado el buen funcionamiento de los equipos se

procede a energizar la instalación para su uso particular. Es necesario que el instalador deje

constancia en el manual de montaje de las verificaciones realizadas al momento de la instalación.

Estas verificaciones sirven de ayuda para llevar un control en el futuro mantenimiento de los

equipos que conforman el tramo de salida de línea.

53

CONCLUSIONES

El diseño de un tramo de salida de línea acoplado a una subestación ya construida, posee

como ventaja que el personal encargado del proyecto cuenta con la referencia de los tramos

de línea instalados originalmente en la subestación. Por esta razón, el proyecto no parte

desde cero sino que al contrario existe una referencia a la cual se tienen que ajustar para la

instalación del tramo; a diferencia del diseño de una subestación completa, donde el

diseñador partiendo de las necesidades del sistema elige un esquema de barra determinado.

La conformación del manual de montaje para el tramo de salida de línea es una herramienta

importante, porque le proporciona a la persona encargada de realizar la instalación toda la

información correspondiente al montaje de los equipos del tramo de salida de línea. Con

este manual nos aseguramos de cumplir con los requerimientos necesarios para el montaje

del tramo y asegurar que la ejecución de la instalación cumpla todas normativas necesarias.

La división de mantenimiento Miranda, cuenta con los equipos a instalar en el tramo. Por

tanto, la selección de los equipos fue realizada con anterioridad utilizando como referencia

tramos construidos anteriormente en la subestación.

La revisión del manual de instalación de los equipos es primordial, pues este manual le

proporciona al instalador las instrucciones para realizar la instalación del equipo de manera

correcta. Así, como también indica las precauciones que debe tomar al momento de realizar

la instalación.

Todos los protocolos de prueba para la instalación y puesta en marcha de los equipos del

tramo de salida de línea, fueron desarrollados basándose en los manuales de montaje

proporcionados por cada fabricante. Con estas pruebas se asegura que la instalación cumpla

con todos los requisitos necesarios para su puesta en servicio.

54

RECOMENDACIONES

Se recomienda a la empresa realizar un registro de los equipos disponibles para proyectos

de ampliación, con el fin de hacer más fácil el trabajo de selección de equipos necesarios

para un proyecto determinado.

Acceso a los datos relacionados con el sistema de potencia para realizar la mejor selección

de los equipos necesarios a instalar en un tramo determinado.

Se recomienda a la empresa organizar los documentos como manuales y planos

pertenecientes a los equipos disponibles en el almacén. De manera, que esta información se

encuentre disponible al personal que la requiera.

Cada equipo de potencia consta de un manual de montaje. Este manual se encuentra

incluido en el manual de montaje del tramo. Es fundamental que el personal encargado de

la instalación revise el proceso de instalación de cada equipo como lo recomienda el

fabricante.

55

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

[1] Prof. Francisco M. Gonzales-Longatt, “Introducción a los sistemas de potencia”.

http://www.giaelec.org/fglongatt/SP.htm

[2] Ramírez C, “Subestaciones de alta y extra alta tensión”, Segunda Edición.

[3] Jorge A. Cavallotti, “Disposiciones constructivas de subestaciones a la intemperie en altas y

muy altas tensiones”.

[4] Norma CADAFE 156-88, Presentación de proyectos de subestaciones de transmisión,

subestaciones normalizadas de CORPOELEC.

[5] Norma CADAFE 167-88, Montaje de equipos para subestaciones de transmisión, organización

de la obra electromecánica.

[6] Norma CADAFE 185-88, Montaje de equipos para subestaciones de transmisión, organización

e instrumentos para puesta en marcha de las subestaciones.

[7] Manual de la empresa ELECNOR, utilizado para el montaje de la subestación Higuerote,

proporcionado por la división de mantenimiento Miranda.

http://www.giaelec.org/fglongatt/SP.htm

56

APÉNDICE A

A continuación se muestra imágenes de la placa característica de todos los equipos

disponibles en el almacén para la conformación del tramo de salida de línea.

Placa característica del Interruptor de Potencia SIEMENS 3AP1-FG

57

Placa característica del Transformador de Tensión Capacitivo CPA 123

Placa característica del transformador de corriente ABB IMB 123

58

APÉNDICE B

A continuación se muestra el Tramo de salida de línea instalado en la subestación Santa

Teresa III por parte del personal de mantenimiento de la División Miranda, utilizando equipos

pertenecientes al almacén de la subestación. Este tramo de salida de línea corresponde a la línea

IFE en 115 kV.

Tramo de salida de línea IFE en 115 kV.

59

Tramo completo de salida de línea

60

Transformador de corriente ABB del tramo de línea

Transformador de tensión ABB del tramo de salida de línea

61

Seccionador de línea tripolar

62

Caja de mando del seccionador de puesta a tierra

Caja de mando del seccionador de línea

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