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UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERIA

“MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELECTRICAS COMERCIALES Y RESIDENCIALES”

MONOGRAFIA

QUE PARA ACREDITAR LA EXPERIENCIA EDUCATIVA: EXPERIENCIA RECEPCIONAL DE LA CARRERA DE: INGENIERIA MECANICA ELECTRICA

P R E S E N T A N: HIGINIO MARTINEZ TINO NEHEMIAS HERNANDEZ RUIZ

ASESOR DE TRABAJO RECEPCIONAL ING. CIRO CASTILLO PEREZ

Coatzacoalcos Ver.

Agosto del 2011


DEDICATORIAS Y AGRADECIMIENTOS HIGINIO MARTINEZ TINO A Dios: Por ser mi principal guía, por brindarme la fe, la salud, la fuerza y la esperanza para salir adelante y lograr alcanzar esta meta. Gracias mi señor!! A mis padres: A quienes amo y admiro mucho, por creer en mí y sobre todo por que gracias a su gran esfuerzo y sacrificio he logrado culminar esta carrera profesional. Papa! Mama! Les agradezco por el apoyo incondicional que me brindaron, por su amor y cariño muchas gracias!! A mis hermanos: A quienes agradezco con mucho cariño por brindarme su apoyo, confianza y ánimos en los momentos más difíciles. Por que cada vez que tropecé y sentía que no podía más siempre estuvieron ahí para alentarme, gracias por ser mis hermanos. A mi primo: Ranulfo Martínez Tino (QEPD) aunque no estés aquí conmigo en estos momentos, quiero darte las gracias por los consejos y los momentos tan agradables que pasamos juntos. A ti con mucho cariño te dedico este trabajo. A los catedráticos: A todos mis profesores no solo de la carrera si no de toda la vida, mil gracias porque de alguna manera forman parte de lo que ahora soy, por las experiencias que convivimos en las aulas de clases y por su gran esfuerzo muchas gracias. A mi Asesor: Al Ing. Ciro Castillo Pérez por la ayuda y paciencia que nos brindo en todo momento.


DEDICATORIAS Y AGRADECIMIENTOS NEHEMIAS HERNANDEZ RUIZ A Dios: Por permitirme terminar mi carrera profesional, sin su ayuda esto no seria posible, gracias Dios mío. A mi esposa: La Sra. Zoila Arena de Hernández, por su gran ayuda, amor y comprensión, que me motivo para llegar a la meta y así obtener este gran logro. Te amo princesa. A mi madre: La Sra. Guillermina Ruiz Viuda de Hernández, gracias porque siempre me impulsaste a seguir adelante aun en los momentos más difíciles demostrando esa gran calidad de ser humano que eres, te quiero mucho mama, dios te bendiga. A mis hermanos: Con mucho cariño a mis hermanos, Aarón, Jonás, Esther, Atalía y Sara por brindarme sus apoyos en los momentos que los necesite. Los quiero mucho. A la familia Gómez Molina: Por abrirme las puertas de su hogar, aun sin conocerme y ofrecerme su amistad sin condición, gracias por su ayuda que fue de gran importancia durante estos años en la facultad. Los estimo mucho, Dios les bendiga. Al personal docente y administrativo: Gracias por esta gran labor de formar profesionistas, para el mejoramiento de la sociedad, por transmitirme los conocimiento necesarios que serán de gran ayuda en mi desempeño profesional.


INTRODUCCION. Es de conocimiento general que hoy en día, la energía eléctrica es necesaria para muchos aspectos de la vida diaria, ninguna persona esta exenta del uso de la energía eléctrica, de una forma u otra, ya sea en su domicilio o en el trabajo. Esto nos lleva a la conclusión de que el servicio eléctrico debe ser continuo, pero hay que tomar en cuenta también que este servicio debe ser prestado en las mejores condiciones de calidad. Considerando lo antes mencionado, el uso de las subestaciones eléctricas de tipo comercial y residencial, son indispensables para la sociedad en general. Por lo que se desarrollo esta monografía donde se detallan las características generales, las normas y la gestión de mantenimiento de las subestaciones. En el capitulo 1 trata sobre la descripción general de una subestación eléctrica, como se clasifican, los componentes que la conforman y su funcionamiento. En el capitulo 2 cubre principalmente lo relacionado con la normalización de las subestaciones eléctricas de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2005, que son indispensables en la construcción, instalación y mantenimiento de las mismas. En el capitulo 3 se refiere a las subestaciones eléctricas para uso comercial o residencial, donde se analizan la instalación eléctrica para cada caso, como: el plano eléctrico, el cuadro de cargas, el diagrama unifilar y la determinación de la capacidad del transformador. Asimismo se analiza la construcción de la subestación que será útil para ambos casos. En el capitulo 4 se estudia el procedimiento para la aplicación del mantenimiento de las subestaciones eléctricas para uso comercial o residencial, describiendo los objetivos, tipos, orientación, medición, planeación y programas del mantenimiento así como los elementos de seguridad a considerar en el mantenimiento, el equipo de seguridad personal, las pruebas al equipo eléctrico y el restablecimiento del servicio eléctrico.


INDICE ANTECEDENTES…………………………………………………………………………….I OBJETIVO GENERAL…………………………………………………………………….....II OBJETIVO ESPECIFICO…………………………………………………………………....II JUSTIFICACION……………………………………………………………………………...II IMPACTO AMBIENTAL……………………………………………………………………..III


CAPITULO I 1. DESCRIPCION GENERAL DE UNA SUBESTACION ELECTRICA 1.1 ¿QUE ES UNA SUBESTACION ELECTRICA?………………………………….......1 1.2 CLASIFICACION DE UNA SUBESTACION ELECTRICA…………………………..2 1.2.1 Clasificación por el tipo de instalación o construcción…………………………….3 1.2.2 Clasificación por la función que desempeñan………………………………………5 1.2.3 Clasificación de acuerdo a la potencia y tensión de operación…………………..6 1.3 ELEMENTOS PRINCIPALES DE UNA SUBESTACION ELECTRICA…………….8 1.3.1 Transformador de potencia…………………………………………………………...8 1.3.2 Transformador de medida………………………………………………………….....9 1.3.3 Interruptor de potencia……………………………………………………………….10 1.3.4 Seccionadores (Cuchillas)…………………………………………………………..16 1.3.5 Aisladores……………………………………………………………………………..17 1.3.6 Conectores……………………………………………………………………………18 1.3.7 Apartarrayos…………………………………………………………………………..21 1.3.8 Pararrayos…………………………………………………………………………….23 1.3.9 Sistemas puesta a tierra……………………………………………………………..23 1.3.10 Barras colectoras……………………………………………………………………25 1.3.11 Tableros……………………………………………………………………………...26 1.3.12 Banco de baterías, rectificador y ups……………………………………………..26 1.3.13 Copas, empalmes y codos rompe arcos…………………………………………27 1.4 FUNCIONAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS………………...28


CAPITULO II 2. NORMALIZACION DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ACUERDO A LA NOM-001-SEDE-2005, INSTALACIONES ELECTRICAS (UTILIZACION). 2.1 INTRODUCCION……………………………………………………………………….30 2.2 SUBESTACIONES ELECTRICAS……………………………………………………31 2.2.1 Objetivos y campo de aplicación……………………………………………………31 2.2.2 Medio de desconexión general……………………………………………………..31 2.2.3 Resguardos de locales y espacios…………………………………………………32 2.2.4 Condiciones de los locales y espacios…………………………………………….32 2.2.5 Instalación de alumbrado……………………………………………………………33 2.2.6 Pisos, barreras y escaleras………………………………………………………….34 2.2.7 Accesos y salidas…………………………………………………………………….35 2.2.8 Protección contra incendio…………………………………………………………..36 2.2.9 Localización y accesibilidad…………………………………………………………37 2.2.10 Dispositivo general de protección contra sobrecorriente……………………….37 2.2.11 Requisitos generales del sistema de protección del usuario…………………..38 2.2.12 Equipo a la intemperie o en lugares húmedos………………………………......38 2.2.13 Consideraciones ambientales……………………………………………………..38 2.2.14 Instalación y mantenimiento del equipo eléctrico……………………………….39 2.2.15 Partes con movimientos repentinos………………………………………………40 2.2.16 Identificación del equipo eléctrico…………………………………………………40 2.2.17 Transformadores de corriente……………………………………………………..40 2.2.18 Protección de los circuitos secundarios de transformadores para instrumento…………………………………………………………………………………..40 2.2.19 Instalación de transformadores de potencia y distribución…………………….41


2.2.20 Medio aislante……………………………………………………………………….42 2.2.21 Ajuste de la protección sobre corriente…………………………………………..42 2.2.22 Locales para baterías………………………………………………………………42 2.2.23 Puesta a tierra……………………………………………………………………….44 2.2.24 Tarimas y tapetes aislantes………………………………………………………..44

CAPITULO III 3. SUBESTACIONES ELECTRICAS PARA USO COMERCIAL O RESIDENCIAL 3.1 SUBESTACIONES ELECTRICAS PARA USO COMERCIAL O RESIDENCIAL............................................................................................................45 3.2 INSTALACION ELECTRICA COMERCIAL………………………………………….46 3.2.1 Plano eléctrico del local comercial………………………………………………….47 3.2.2 Cuadro de cargas…………………………………………………………………….48 3.2.3 Diagrama unifilar y simbología del plano eléctrico………………………………..49 3.2.4 Determinación de la capacidad del transformador….........................................50 3.3 INSTALACION ELECTRICA RESIDENCIAL………………………………………..53 3.3.1 Plano eléctrico de la residencia…………………………………………………….54 3.3.2 Cuadro de cargas…………………………………………………………………….55 3.3.3 Diagrama unifilar y simbología del plano eléctrico………………………………..56 3.3.4 Determinación de la capacidad del transformador……………………………….57 3.4 CONSTRUCCION DE LA SUBESTACION ELECTRICA………………………….59 3.4.1 Acometida eléctrica……………….………………………………………………….60 3.4.2 Instalación del transformador……………………………………………………….62 3.4.3 Local de la subestación……………………………………………………………...65


CAPITULO IV 4. PROCEDIMIENTOS PARA LA APLICACIÓN DEL MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES PARA USO COMERCIAL O RESIDENCIAL. 4.1 ¿QUE ES EL MANTENIMIENTO?........................................................................67 4.2 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO………………………………………………..67 4.3 TIPOS DE MANTENIMIENTO………………………………………………………...68 4.3.1 Mantenimiento preventivo…………………………………………………………...68 4.3.2 Mantenimiento predictivo……………………………………………………………70 4.3.3 Mantenimiento correctivo……………………………………………………………71 4.3.4 Mantenimiento proactivo…………………………………………………………….72 4.4 ORIENTACION DEL MANTENIMIENTO…………………………………………….72 4.5 MEDICION DEL MANTENIMIENTO………………………………………………….74 4.6 PLANEACION DEL MANTENIMIENTO……………………………………………...75 4.7 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO……………………………………………….77 4.8 ELEMENTOS DE SEGURIDAD A CONSIDERAR EN EL MANTENIMIENTO….78 4.8.1 Accidentes eléctricos………………………………………………………………...78 4.8.2 Factores técnicos que intervienen en el riesgo de lesiones por electricidad.....79 4.8.3 Electrocución………………………………………………………………………….81 4.9 EQUIPO DE SEGURIDAD PERSONAL……………………………………………..82 4.9.1 Cinco reglas de oro para trabajar sin tensión……………………………………..83 4.10 PRUEBAS AL EQUIPO ELECTRICO DE LA SUBESTACION…………………..84 4.10.1 Pruebas de resistencia de aislamiento ( MEGGER)…………………………….84 4.10.2 Prueba de alto potencial (HI- POT)……………………………………………….86 4.10.3 Prueba de relación de transformación del transformador (TTR)………………87 4.10.4 Prueba de Resistencia Óhmica……………………………………………………88


4.10.5 Prueba de resistencia de tierra……………………………………………………88 4.10.6 Prueba de resistencia de contactos………………………………………………89 4.10.7 Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite………………………………………...89 4.11 PRODEDIMIENTO PARA LA APLICACIÓN DEL MANTENIMIENTO………….90 4.11.1 Inspección……………………………………………………………………………90 4.11.2 Libranza……………………………………………………………………………...92 4.11.3 El transformador…………………………………………………………………….93 4.11.4 Aisladores……………………………………………………………………………95 4.11.5 Conexiones……………………………………………………………………….....96 4.11.6 Gabinetes.…………………………………………………………………………...96 4.11.7 Cuchillas……………………………………………………………………………..97 4.11.8 Interruptores, apartarrayos y fusibles………………………………………….....97 4.12 REESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO…………………………………………..98

CONCLUSIONES……………………………………………………………………….......IV BIBLIOGRAFIA………………………………………………………………………………V


ANTECEDENTES La historia de las subestaciones eléctricas nace junto con la necesidad de transportar la electricidad a través de grandes distancias. Para ellos se crearon distintos niveles de tensión alterna y estaciones transformadoras que permitan reducir las altas tensiones de transporte y hacer llegar la energía eléctrica necesaria a los usuarios, para satisfacer las necesidades que estos requieren. El elemento principal en una subestación eléctrica es el transformador, que es el encargado de cambiar las características de la electricidad ya sea para reducir o aumentar tensión manteniendo la frecuencia y la potencia con alto rendimiento, por eso es necesario conocer un poco de la historia del transformador. El fenómeno de inducción electromagnética en el que se basa el funcionamiento del transformador

fue

descubierto

por

Michael

Faraday

en

1831,

se

basa

fundamentalmente en que cualquier variación de flujo magnético que atraviesa un circuito cerrado genera una corriente inducida, y en que la corriente inducida solo permanece mientras se produce el cambio de flujo magnético. La primera “bobina de inducción” para ver el uso de ancho fueron inventadas `por el Rev. Nicholas Callan College de Maynooth, Irlanda en 1836, uno de los primeros investigadores en darse cuenta de que cuantas mas espiras hay en el secundario, en relación con el bobinado primario, mas grande es el aumento de la FEM. Entre la década de 1830 y la década de 1870, los esfuerzos para construir mejores bobinas de inducción, en su mayoría por ensayo y error, revelo lentamente los principios básicos de los transformadores. Un diseño práctico y eficaz no apareció hasta la década de 1880, pero dentro de un decenio, el transformador seria un papel decisivo en la “Guerra de Corrientes” y en que los sistemas de distribución de corriente alterna triunfo sobre sus homólogos de corriente continúa, una posición dominante que mantienen desde entonces.

I


OBJETIVO GENERAL. Realizar un trabajo de investigación referido al mantenimiento a subestaciones eléctricas comerciales y residenciales, para que el alumno tenga más herramientas de donde apoyarse y así enriquecer sus conocimientos. OBJETIVOS ESPECIFICOS: 

Conocer los diferentes elementos que integran una subestación eléctrica, así como la clasificación de la misma.

Conocer los requerimientos para la construcción y mantenimiento de subestaciones eléctricas según la Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE2005).

Dar a conocer que no existe mucha diferencia en el tamaño del transformador en (KVA) para una subestación eléctrica para uso comercial o residencial.

Tener conocimiento sobre las pruebas que se utilizan en el mantenimiento del equipo eléctrico de la subestación.

Tener amplio criterio en el procedimiento a seguir en la aplicación del mantenimiento de la subestación eléctrica.

JUSTIFICACION: Como apoyo a la facultad de ingeniería hemos optado por desarrollar esta monografía, debido a la dispersión de información que se tiene respecto al mantenimiento a subestaciones eléctricas para uso comercial y residencial. Queremos brindar este apoyo a nuestra facultad, para que sea de beneficio a los alumnos de la carrera de Ingeniería Mecánica Eléctrica y personas interesados en el tema.

II


IMPACTO AMBIENTAL. Una causa importante de contaminación ambiental en subestaciones eléctricas, es la perdida de aceite dieléctrico en transformadores e interruptores cuando están deteriorados y opera la protección de desfogue bajo falla, aunque en la base de estos equipos se cuenta con un recuperador de aceite este logra pasar el subsuelo y parte de ella se evapora provocando reacciones en el medio ambiente. El SF6 (hexafluoruro de azufre) es un gas inerte artificial no es toxico y su contribución relativa al efecto invernadero es menos del 0.1 % por lo que no contribuye a la destrucción de la capa de ozono ni calentamiento global. Una solución que será útil para evitar la contaminación del suelo con el aceite dieléctrico utilizado, seria recuperarlo en contenedores para posteriormente llevarlos a centros autorizados donde será reciclado o purificado para su reutilización, con esta propuesta se evitaría hacerle daño al medio ambiente lo menos posible.

III


CAPITULO I DESCRIPCION GENERAL DE UNA SUBESTACION ELECTRICA 1.1 QUE ES UNA SUBESTACION ELECTRICA En toda instalación industrial, comercial y residencial es indispensable el uso de la energía eléctrica, la continuidad de servicio y calidad de la energía consumida por los diferentes equipos, así como la requerida para la iluminación, es por esto que las subestaciones eléctricas son necesarias para lograr una mayor productividad en la sociedad. Una subestación eléctrica es una de las partes que interactúa en el proceso de generación, transporte y consumo de la energía eléctrica, por lo cual se puede enunciar la siguiente definición: Es un conjunto de máquinas, aparatos y circuitos, que permiten cambiar las características de la energía eléctrica sin cambiar de frecuencia, y tienen la función de transmitir o distribuir la energía eléctrica de manera continua y segura, brindando seguridad para el sistema eléctrico, para los mismos equipos y para el personal de operación y mantenimiento.

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1.2 CLASIFICACION DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS Es un trato difícil hacer una precisa clasificación de las subestaciones eléctricas, pero, podemos considerar la siguiente:

Por su Instalación o Construcción.

Subestaciones Eléctricas

Por la función que desempeñan.

Intemperie Interior Blindado

Subestaciones en plantas generadoras. Receptoras primarias (Reductoras). Receptoras secundarias. Switcheo.

Elevadoras. Por la potencia y tensión de operación.

Distribución primaria. Distribución secundaria. Convertidoras.

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1.2.1 Clasificación por el tipo de instalación o construcción: Las subestaciones eléctricas, también se pueden clasificar por el tipo de instalación o construcción, por ejemplo: 

Subestaciones de tipo intemperie.

Subestaciones de tipo interior.

Subestaciones de tipo blindado.

A continuación se describen cada uno de estos tipos de subestaciones eléctricas: Tipo intemperie: Generalmente se construyen en terrenos expuestos a la intemperie, y requiere de un diseño, aparatos y máquinas capaces de soportar el funcionamiento bajo condiciones atmosféricas adversas (lluvia, viento, nieve, etc.) y ocupan grandes extensiones de terreno, por lo general se utilizan en los sistemas de alta tensión. Las subestaciones de intemperie son las encargadas de regular y gestionar el transporte de la energía eléctrica, su aislante es el aire o espacio que hay entre los elementos.

Fig. 1.1 Subestación a la intemperie Tipo interior: Son subestaciones que se encuentran con protección de obra civil, similares en su forma a las de tipo intemperie, con el fin de protegerlas de los fenómenos ambientales como son: la contaminación salina, industrial y agrícola, así como de los vientos fuertes y descargas atmosféricas. pág. 3


En este tipo de subestaciones los aparatos y máquinas están diseñados para operar en interiores, son pocos los tipos de subestaciones tipo interior y generalmente son usados en las industrias. Estas subestaciones eléctricas son construidas en el interior de edificios, y no son aptas para operar bajo condiciones atmosféricas.

Fig. 1.2 Subestación al interior Tipo blindada: En estas subestaciones los aparatos y las máquinas están bien protegidos, y el espacio necesario es muy reducido, generalmente se utilizan en fábricas, hospitales, auditorios, edificios y centros comerciales que requieran poco espacio para su instalación, generalmente se utilizan en tensiones de distribución y utilización. La subestación eléctrica blindada más usual es la GIS, (Gas Insulated Switchgear), en ellas el fluido que trabaja como aislante es el gas SF6, hexafluoruro de azufre. Éste gas es usado en la mayoría de interruptores de subestaciones eléctricas convencionales por sus adecuadas características para la eliminación del arco eléctrico. En este tipo de instalaciones los interruptores, seccionadores, transformadores de medida y el embarrado que los conecta están encapsulados con el hexafluoruro de azufre. Toda esta instalación puede ir instalada dentro de naves o a la intemperie.

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Son numerosos los países que en la actualidad están instalando éste tipo de subestación eléctrica, porque admite un alto grado de tensión de trabajo en un reducido espacio, tienen un mantenimiento muy reducido, y son muy aptas para lugares con ambientes pulvíjenos, la desventaja es que el hexafluoruro de azufre es un gas con un gran poder de efecto invernadero, por lo que se debe tener mucho cuidado con sus escapes.

Fig. 1.3 Subestación blindada 1.2.2 Clasificación por la función que desempeñan: En esta clasificación se tienen los siguientes tipos de subestaciones eléctricas: 

Subestaciones Eléctricas en plantas generadoras o centrales eléctricas

Receptoras primarias (reductoras)

Receptoras secundarias

Switcheo (interconexión)

Subestaciones eléctricas en plantas generadoras o centrales eléctricas: Estas subestaciones se encuentran en las centrales eléctricas o plantas generadoras de electricidad, y sirven para modificar los parámetros de la potencia suministrada por los generadores, permitiendo así la transmisión en alta tensión en las líneas de transmisión. Los generadores pueden suministrar la potencia entre 5 y 25 kV y la transmisión de la energía eléctrica se puede efectuar a 69, 85, 115, 230 o 400 KV (en México), pero dependen del volumen, la energía y la distancia de las subestaciones. pág. 5


Receptoras primarias (reductoras): Estas son alimentadas directamente de la línea de transmisión, reducen la tensión a valores menores para la alimentación de sistemas de subtransmision o de redes de distribución, dependiendo de la tensión de transmisión pueden tener en el secundario tensiones del orden de 230, 115 0 69 KV y eventualmente de 34.5, 13.2, 6.9 o 4.16 KV. Receptoras secundarias: Son subestaciones eléctricas alimentadas por las redes de subtransmision y suministran la energía eléctrica a las redes de distribución a tensiones comprendidas entre 34.5 y 6.9 KV. Switcheo (interconexión): Estos tipos de subestaciones eléctricas también son conocidas como subestaciones de maniobra y estas no cuentan con un transformador de potencia, pues no se requiere cambiar el nivel de tensión de la alimentación, y solo se hacen operaciones de conexión y desconexión. 1.2.3 Clasificación de acuerdo a la potencia y tensión de operación: En las subestaciones que se clasifican de acuerdo a la potencia y tensión en la cual operan, se enlistan las siguientes: 

Elevadoras

Distribución primaria (enlace)

Distribución Secundaria

Convertidoras (Rectificadoras)

Elevadoras: Estas subestaciones son empleadas en transmisión eléctrica a niveles de tensión mayores que 230 Kv.

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Las subestaciones elevadoras permiten el aumento de la tensión generada, con el fin de reducir la corriente y por lo tanto el grosor de los conductores y las pérdidas. Este proceso se usa comúnmente para facilitar el proceso de la energía eléctrica, la reducción de las perdidas del sistema y mejoras en el proceso de aislamiento de los conductores. La ventaja de utilizar tensiones superiores es para disminuir la corriente y así, poder usar conductores de menor diámetro, economizando espacio y disminuyendo el tamaño de los generadores. El valor máximo de la tensión de la generación está limitado a un valor de13.8 KV, mientras que para tensiones superiores a esta, el espesor del aislamiento es muy grande, contrarrestando el ahorro de la reducción del diámetro de los conductores. Distribución primaria (enlace): Este tipo de subestación se emplea para servicios cuyas tensiones de operación comprenden de los 23 a los 115 Kv. Distribución Secundaria: Este tipo de subestación esta diseñada para operar con tensiones menores de 23 Kv. En las subestaciones de distribución primaria y secundaria prevalecen las siguientes características: 

Casi nunca tienen banco de condensadores

Los tableros de control nunca son dúplex

Poseen pocas cuchillas secundarias

Convertidoras: Las subestaciones de tipo convertidoras son conocidas con el nombre de rectificadoras y se utilizan para la conversión de tensiones de corriente alterna a tensiones de corriente continua.

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1.3 ELEMENTOS PRINCIPALES DE UNA SUBESTACION ELECTRICA En una subestación eléctrica se encuentran muchos dispositivos, los cuales cumplen funciones distintas. A continuación se mencionan los elementos más importantes que conforman una subestación eléctrica. 1.3.1 Transformador de potencia: El transformador es una maquina eléctrica de corriente alterna que no tiene partes móviles. Es la parte más importante de una subestación eléctrica, consta de dos bobinas de alambre no magnético aisladas entre si y montadas estas en un núcleo magnético, todo esto sumergido en aceite aislante contenido en un tanque, (También se construyen transformadores de tipo seco). Este elemento tiene como objetivo cambiar la potencia eléctrica alterna de un nivel de voltaje a potencia eléctrica alterna a otro nivel de voltaje, mediante la acción de un campo magnético. El transformador puede ser utilizado como elevador de tensión o reductor de tensión, dependiendo esto de la relación de vueltas entre el devanado primario y el devanado secundario de sus bobinas: llamase primario siempre al embobinado que este conectado siempre a la fuente de energía y secundario al que se conecta a la red de consumo. Los valores nominales que definen a un transformador son: 

Potencia aparente (S)

Tensión

(V)

Corriente

(I)

Frecuencia

(f)

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Devanados y aislamiento: Los conductores de los devanados están aislados entre sí: 

En transformadores de baja potencia y tensión se utilizan hilos esmaltados.

En máquinas grandes se emplean pletinas rectangulares encintadas con papel impregnado en aceite.

El aislamiento entre devanados se realiza dejando espacios de aire o de aceite entre ellos, y la forma de los devanados es normalmente circular. El núcleo está siempre conectado a tierra. Para evitar elevados gradientes de potencial, el devanado de baja tensión se dispone el más cercano al núcleo. 1.3.2 Transformador de medida: Los transformadores de medida (T.M.) son aquellos que transforman la corriente que se desea medir a valores secundarios cómodamente mensurables, manteniendo la relación correcta de los valores absolutos y las fases. Estos son transformadores de baja potencia destinados a alimentar instrumentos de medida, contadores, relés y otros aparatos análogos. Existen dos tipos de transformadores de medida: Transformadores de corriente (TC) o intensidad: En estos transformadores la intensidad de corriente secundaria es proporcional a la intensidad primaria y desfasada a un

ángulo próximo a cero con respecto a la

misma. Los equipos de protección que requieren alimentación de corriente lo reciben por medio de un transformador de corriente, cuyos objetivos principales consiste en aislar el sistema de protecciones del sistema de potencia y al mismo tiempo transformar la corriente real en una corriente adecuada para la alimentación de los equipos de protección.

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Transformadores de tensión: En los transformadores de este tipo la tensión secundaria es proporcional a la primaria y desfasada un ángulo próximo a cero con respecto a la misma. Estos alimentan la tensión a los equipos de protección que lo requieran, ya que su objetivo es aislar el sistema de protección y medición del sistema de potencia y transformar la tensión real en una adecuada para la medición. La función de los transformadores de medida es reducir a valores normalizados, las características de tensión y corriente de una red eléctrica. De esta manera, se evita la conexión directa entre los instrumentos y los circuitos de alta tensión, que seria peligroso para los operarios y requeriría cuadros de instrumentos con aislamiento especial, además de evitar utilizar instrumentos de medida de corrientes intensas especiales y costosos. 1.3.3 Interruptores de potencia: Un disyuntor o interruptor de potencia es un dispositivo de maniobra cuya función consiste en interrumpir la conducción de corriente en un circuito eléctrico bajo carga, en condiciones normales, así como, bajo condiciones de cortocircuito. Su comportamiento determina el nivel de confiabilidad de un sistema eléctrico. La parte activa esta formada por la cámara de extinción que soportan los contactos y la parte pasiva es la estructura que aloja a la parte activa. Dependiendo del medio usado para extinguir el arco eléctrico producido por la apertura de una corriente de falla, se denominan los siguientes: 

Gran volumen de aceite.

Pequeño volumen de aceite.

Neumático (aire comprimido).

Vacío.

SF6 (hexafluoruro de azufre).

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A continuación se analizan las ventajas y desventajas de cada uno de los tipos de interruptores. Interruptores de gran volumen de aceite: Fueron los primeros interruptores que se emplearon en alta tensión y que utilizaron el aceite para la extinción del arco. Ventajas: 

Construcción sencilla.

Alta capacidad de ruptura.

Pueden usarse en operación manual y automática.

Pueden conectarse transformadores de corriente en los bushings de entrada.

Desventajas: 

Posibilidad de incendio o explosión.

Ocupan una gran cantidad de aceite mineral de alto costo.

No pueden usarse en interiores.

No pueden emplearse en conexión automática.

Los contactos son grandes y pesados y requieren de frecuentes cambios.

Son grandes y pesados.

Fig. 1.4 Interruptor de gran volumen de aceite

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Interruptor de pequeño volumen de aceite: Tienen forma de columna y son muy utilizados en Europa en tensiones de hasta 230 kV. En general se usan en media tensión. Ventajas: 

Comparativamente usan una menor cantidad de aceite (5%).

Menor tamaño y peso en comparación a los de gran volumen.

Menor costo.

Pueden emplearse tanto en forma manual como automática.

Fácil acceso a los contactos.

Desventajas: 

Peligro de incendio y explosión aunque en menor grado comparados a los de gran volumen.

No pueden usarse con reconexión automática.

Requieren un mantenimiento frecuente y reemplazos periódicos de aceite.

Sufren de mayor daño los contactos principales.

Fig. 1.5 Interruptor de pequeño volumen de aceite. pág. 12


Interruptor neumático: Su diseño se origina ante la necesidad de eliminar el peligro de inflamación y explosión del aceite. La extinción del arco se produce por la acción violenta de un chorro de aire que barre el aire ionizado por efecto del arco. Ventajas: 

No hay riesgos de incendio o explosión.

Operación muy rápida.

Pueden emplearse en sistemas con reconexión automática.

Alta capacidad de ruptura.

La interrupción de corrientes altamente capacitivas no presenta mayores dificultades.

Fácil acceso a los contactos.

Desventajas: 

Poseen una compleja instalación debido a la red de aire comprimido, que incluye motor, compresor, tuberías, etc.,

Construcción más compleja,

Mayor costo.

Niveles de ruido altos al operar.

Fig. 1.6 Interruptor neumático pág. 13


Interruptor de vacio: Esta tecnología aparece en los años 60. Los contactos están dentro de una botella especial en las que se ha hecho el vacio casi absoluto, y se usan principalmente en sistemas de baja y media tensión. Ventajas: 

Tiempo de operación muy rápida, en general la corriente se anula a la primera pasada por cero.

No hay riesgos de incendio o explosión.

Son menos pesados y más baratos.

Prácticamente no requieren mantenimiento y tiene una vida útil mucho mayor a los interruptores convencionales.

Rigidez dieléctrica entre los contactos se restablece rápidamente impidiendo la reignición del arco.

Desventajas: 

Dificultad para mantener la condición de vacío.

Generan sobre-tensiones producto del elevado di/dt.

Tienen capacidad de interrupción limitada.

Fig. 1.7 Interruptor de vacio pág. 14


Interruptor de SF6 (Exafluoruro de Azufre): Esta tecnología desarrollada a finales de los años 60. Los contactos están dentro de un gas llamado hexafluoruro de azufre (SF6) que tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricos conocidos. Son compactos y muy durables. Ventajas: 

Alta rigidez dieléctrica que hace que sea un excelente aislante.

Altamente estable, inerte, inodoro.

No hay riesgos de incendio o explosión.

Son menos pesados.

Bajo mantenimiento.

Bajo nivel de ruido.

Desventajas: 

El SF6 es 2.500 veces más potente que el CO2 para producir efecto invernadero.

Pueden generar productos altamente tóxicos durante la extinción del arco, sin embargo dada su alta estabilidad estos producto tienen poca vida.

Fig. 1.8 Interruptor SF6

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1.3.4 Seccionadores (Cuchillas): Los seccionadores o cuchillas son un dispositivo de maniobra que sirven para conectar y desconectar los diversos equipos que componen una subestación eléctrica. Su operación puede ser con circuitos energizados pero sin carga. Algunos equipos vienen equipados con dispositivos para ser operados bajo carga. Componentes del seccionador. Está formado por una base metálica donde se fijan dos o tres columnas de aisladores y sobre estos se encuentra la cuchilla. La cuchilla esta formada por una parte móvil y una parte fija que es una mordaza que recibe y presionan la parte móvil. Dependiendo de la posición que guarde la parte móvil de la cuchilla con respecto a la base puede ser: 

Horizontal.

Horizontal invertida.

Vertical.

Pantógrafo.

Tienen generalmente asociado sistemas de enclavamientos con los componentes asociados para evitar su apertura mientras se encuentre bajo carga el circuito.

Fig. 1.9 Seccionador o cuchillas pág. 16


1.3.5 Aisladores Es una pieza o estructura de material aislante, que tiene por objeto dar soporte rígido o flexible a los conductores de la subestación eléctrica y proporcionan el nivel de aislamiento requerido por el sistema. Deben soportar los diferentes estreses eléctricos y/o mecánicos a los que será sometida la subestación en condiciones normales de operación (sobretensiones atmosféricas, vientos, cortocircuitos, tracción mecánica, etc.). Están compuestos por una o mas piezas aislantes en las cuales los accesorios de conexión (herrajes) forman parte del mismo. Selección y tipos de aisladores: La selección adecuada del tipo de aislador depende de los diferentes factores, como son: 

Tipo de arreglo del tendido del conductor o barra.

Nivel de aislamiento.

Esfuerzos mecánicos.

Condiciones ambientales.

Los tipos de aisladores mas usados son: 

Aisladores de espiga.

Aisladores de suspensión.

Aisladores rígidos (columna).

Aisladores de carrete

Los materiales mas usados para la elaboración de los aisladores son la porcelana y el vidrio templado, aun que recientemente se usan compuestos poliméricos y goma silicona.

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Las características en general que deben tener estos materiales son: 

Alta resistencia eléctrica.

Alta resistencia mecánica.

Estructura muy densa.

Cero absorciones de humedad.

En las siguientes imágenes se aprecian los aisladores poliméricos y cerámicos.

Fig. 1.10 Aisladores de cerámica

Fig. 1.11 Aisladores poliméricos

1.3.6 CONECTORES Son dispositivos que sirven para mantener la continuidad eléctrica entre dos conductores. Podemos distinguir de manera general cinco tipos de conectores: 

Conectores mecánicos

Conectores automáticos

Conectores tipo cuña pág. 18


Conectores por compresión

Conectores por fusión

Conectores mecánicos: Los conectores mecánicos emplean medios mecánicos para crear puntos de contacto y mantener la integridad de la conexión. Son fáciles de instalar y removibles, sin embargo, requieren de mantenimiento frecuente para evitar la formación de “puntos calientes”. Conectores automáticos: Los conectores automáticos son un subconjunto único de los conectores mecánicos. Estos brindan una conexión permanente por medio de empalmes en tramos donde la tensión instalada excede al esfuerzo de ruptura nominal del conductor en un 15%. Estos conectores se usan casi exclusivamente en aplicaciones de distribución y es uno de los métodos más rápidos de empalmar dos conductores aéreos. El principio "automático" emplea dientes aserrados afilados dentro de la manga del conector que aprieta al conductor cuando se aplica una tensión. Cuando se intenta retirar el conductor, las clavijas engrampan hacia abajo al conductor debido al ahusamiento en el conector. Esta acción de cuña aumenta con el empuje aplicado al conductor. Obviamente, sólo se deben usar conexiones automáticas cuando los conectores están con tensión mecánica. Aun cuando es muy fácil la instalación de este tipo de conector, es crítico que exista una tensión mecánica constante en las conexiones automáticas. La flecha de la línea y la vibración del viento pueden afectar negativamente la resistencia del contacto, y finalmente con el tiempo, la integridad de la conexión.

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Conectores tipo cuña: Los conectores de cuña son realmente una forma especial de conectores mecánicos, y lo suficientemente diferentes como para ser tratados de forma separada. El conector de cuña incorpora un componente tipo cuña y un cuerpo afilado tipo resorte con la forma de una C (o cuerpo tipo C). Durante la instalación, la cuña es llevada entre dos conductores a la 'C' abriendo el cuerpo con forma de C, el que a su vez coloca elevadas fuerzas en los conductores para una conexión estable y segura. El efecto de resorte del cuerpo en forma de 'C' mantiene una presión constante en toda la vida de la conexión logrando una mayor confiabilidad bajo condiciones severas de carga y climáticas.

Fig. 1.12 Componentes del conector tipo cuña

Conector por compresión: Las conexiones por compresión usan herramientas especialmente creadas para engrapar o sujetar el conector al conductor con una gran fuerza, creando una unión eléctrica permanente.

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Los conectores de compresión están disponibles para conductores de aluminio, de cobre y de acero, además de combinaciones de éstos. El bajo costo de un conector de compresión comparado con los otros métodos no pueden pasarse por alto, particularmente cuando se refiere a la distribución. Los conectores de compresión operarán mejor que los conectores mecánicos, y en el peor caso, con igual rendimiento. La naturaleza de su construcción permite un mejor grado de envoltura del conductor que retiene el compuesto inhibidor de óxido y protege el área de contacto de la atmósfera, brindando por lo tanto, una conexión libre de mantenimiento. Conectores por fusión: El proceso de soldado requiere que se unan los materiales de los conductores de tal forma que sean libres de contaminantes, una unión soldada adecuadamente puede crear un conductor continuo que es muy confiable. Al permitir la conductividad del material de relleno, la unión esencialmente homogénea creada por una soldadura brinda una relación de resistencia menor a la unidad. Se requiere un mayor nivel de habilidad para producir una soldadura confiable. Cualquier impureza de la superficie, tales como la grasa o la suciedad durante la fusión contaminará la unión y ocasionará una baja conductividad eléctrica y/o insuficiente esfuerzo mecánico. 1.3.7 Apartarrayos: El apartarrayos es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones de las subestaciones eléctricas contra sobretensiones de tipo atmosférico. Este dispositivo se encuentra conectado permanentemente en el sistema eléctrico, y opera cuando se presenta una sobretensión de determinada magnitud, descargando la corriente a tierra.

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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. 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 eléctrico. Los apartarrayos se emplean para limitar las sobretensiones que se producen por acción tanto de efectos transitorios (sobretensión debida a operación de interruptores) como de descargas atmosféricas a niveles en los que los aislamientos del equipo no sufran deterioro, así como para asegurar la continuidad del servicio al presentarse dichas sobretensiones. Se fabrican diferentes tipos de apartarrayos, basados en el principio general de operación; por ejemplo: los más empleados son los conocidos como: 

Apartarrayos tipo autovalvular.

Apartarrayos de resistencia variable.

Apartarrayos de oxido metálico.

Apartarrayos de cuernos de arqueo.

Fig. 1.13 Apartarrayos pág. 22


1.3.8 Pararrayos Los pararrayos o puntas de descarga son dispositivos de protección para la subestación y de toda la instalación en general contra descargas atmosféricas. Consisten en una varilla de material conductor con terminación en punta. Estas varillas se conectan a la red de tierras. El método de los pararrayos es que al existir descargas en la atmósfera, proporcionarles un camino de muy baja impedancia a fin de que se garantice que en caso de ocurrir una descarga, ésta se vaya a tierra a través de las puntas y no a través de otros elementos en donde pudieran ocurrir desgracias que lamentar.

Fig. 1.14 Pararrayos 1.3.9 Sistemas puesta a tierra: Es el conjunto de elementos conductores que están en contacto directo con el suelo y que proveen caminos de baja impedancia para el retorno de la corriente de falla, proporcionando seguridad a cualquier ser viviente que pudiera estar dentro de la subestación en ese momento. En general, existen diversos sistemas (o subsistemas) de puesta a tierra en una misma instalación o planta, con características y requerimientos diferentes, siendo los más frecuentes los siguientes: 

La puesta a tierra de potencia pág. 23


La puesta a tierra para descargas atmosféricas

La puesta a tierra de instrumentos, equipos electrónicos y computadoras

Todos los sistemas existentes de puestas a tierra en la instalación deben estar interconectados entre si. Está formado por conductores desnudos y electrodos directamente enterrados. La unión entre los equipos y los conductores desnudos de tierra y/o electrodos se realizan con conectores a compresión o soldadura auto fundente. Funciones del sistema puesta a tierra. 

Limitar las tensiones de paso (entre los dos pies) y de contacto (entre mano y pies) a valores tolerables, dando de esta forma seguridad al personal que en el momento de una falla pudiera encontrarse dentro de la subestación.

Limitar el potencial entre las partes no conductoras de corriente del equipo eléctrico a un valor de seguridad bajo todas las condiciones de operación normal o anormal del sistema.

Reducir las sobretensiones durante condiciones de falla, proporcionando así una operación efectiva de los relés de protección.

En la siguiente imagen se aprecia la conexión del sistema puesta a tierra.

Fig.1.15 Conexión del sistema puesta a tierra. pág. 24


1.3.10 Barras colectoras: Las barras colectoras son un conjunto de conductores que se utilizan como elementos de conexión común de los diferentes componentes de la subestación, generadores, transformadores, líneas de transporte, bancos de tierra, bancos de condensadores, etc. En forma genérica se designa al nodo que se utiliza para hacer las derivaciones y/o conexión entre los diferentes elementos que componen a la subestación eléctrica. Están formadas por: 

Conductores eléctricos (barras macizas o tubulares o conductores flexibles).

Aislador que sirve de aislante eléctrico y de soporte mecánico adecuado ante los esfuerzos electrodinámicos producto de un cortocircuito.

Conectores y herrajes.

En las siguientes figuras se muestran los tipos de barras colectoras:

Fig. 1.16 Barras tubulares de alta tensión

Fig. 1.17 Barras de celdas de alta tensión

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1.3.11 Tableros: Estos elementos se localizan dentro de la caseta de control, están diseñados para alojar, en su parte frontal a los dispositivos de apertura o cierre de interruptores y cuchillas, conmutadores de equipos de medición, cuadros de alarma, sincronización etc. En su parte posterior, por lo regular se encuentran todos los esquemas de protección.

Fig. 1.18 Tablero 1.3.12 Banco de baterías, Rectificador (Cargador) y UPS: Banco de baterías: Es una fuente independiente de energía, formada por un número determinado de celdas conectadas en serie para obtener la tensión en corriente continua requerida, se utiliza para suplir de electricidad y las luces de la subestacion electrica si falla la planta de emergencia.

Fig. 1.19 Banco de baterías pág. 26


Rectificador (Cargador): Es un dispositivo de estado sólido conectado a la red de corriente alterna que se utiliza para cargar y mantener en flotación el banco de batería.

Fig. 1.20 Rectificador UPS (Uninterrupted Power Supply): Estos equipos también son conocidos con el nombre de SAI (Sistema de Alimentación Ininterrumpida) y es un dispositivo de estado sólido conectado a un banco de baterías que suministra energía eléctrica en corriente alterna tras un apagón.

Fig. 1.20 UPS 1.3.13 Copas, empalmes y codos rompe arcos: Las copas terminales y codos rompe arco, son las terminaciones de los conductores aislados. Generalmente son de material polimérico, contraíbles y permite hacer el arreglo para la conexión de las parte viva y de la pantalla de tierra del conductor aislado a los diferentes equipos. pág. 27


1.4 FUNCIONAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS El funcionamiento de las subestaciones eléctricas no suele ser complicado y es como sigue: La tensión de alimentación llegan a través de líneas eléctricas, provenientes de la central generadora o bien, de otra subestación eléctrica; a un par de torres con sus respectivos aisladores. De aquí pasa por un juego de cuchillas y a los interruptores (según el numero de interruptores). Si la medición es en el de alta tensión, en este tramo se encontrarían conectados los transformadores de potencia y los transformadores de corriente con sus respectivos pararrayos y sus medios de desconexión. La conexión primaria del transformador es hecha posteriormente al interruptor. De la salida del transformador se conectan un juego de cuchillas y luego un interruptor, de donde fluirá la energía eléctrica a los circuitos de destino. A hora bien, de la salida de los diversos transformadores de potencia y transformadores de corriente se conectan: 

Los instrumentos de medida

Los instrumentos de control

Los componentes de protección

En la casa de mando de la subestación eléctrica hay tres tableros que el operador debe vigilar de manera permanente; estos son: a) El tablero de medición: Aquí se encuentran los amperímetros, voltímetros, kilovatimetros, frecuencímetros indicadores de regulación y los medidores de energía para cada circuito de la subestación.

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b) El tablero de protección: Aquí están localizados los relés que protegen la subestación de diversos tipos de fallas y los elementos de “reset” de los mismos. Estos acondicionan la apertura de los interruptores en condiciones de falla, va incluido en este tablero los elementos de alarma y señalización de la subestación eléctrica. c) El tablero de control: Es una consola donde están instalados un conjunto de conmutadores e interruptores de mando por sonde el operador establece, según las necesidades, el status de los circuitos de la subestación eléctrica abierto (frio) o cerrado (caliente). Todas las subestaciones eléctricas de un sistema eléctrico de potencia, han de contar con los siguientes elementos auxiliares: 

Una red de comunicación con despacho de carga, las centrales generadoras y las demás subestaciones eléctricas. Este es un componente auxiliar indispensable para la operación de las subestaciones eléctricas.

Una planta eléctrica de emergencia

Un banco de baterías

El funcionamiento de la subestación eléctrica se limita a que, uno o dos transformadores reciban la energía a un determinado nivel de tensión y lo entregan al mismo a otro nivel según las características y el tipo de subestación.

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CAPITULO II NORMALIZACION DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS DE ACUERDO A LA NOM-001-SEDE-2005, INSTALACIONES ELECTRICAS (UTILIZACION). 2.1 INTRODUCCION La presente Norma Oficial Mexicana fue elaborada por el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Instalaciones Eléctricas (CCNNIE), con el apoyo de la Dirección General de Distribución y Abastecimiento de Energía Eléctrica y Recursos Nucleares de la Secretaría de Energía y la coordinación de la Asociación de Normalización y Certificación, A.C. (ANCE). La estructura de esta Norma Oficial Mexicana (en adelante NOM), responde a las necesidades técnicas que requiere la utilización de las instalaciones eléctricas en el ámbito nacional; se cuida el uso de vocablos y se respetan los términos habituales, para evitar confusiones en los conceptos. Asimismo se han ordenado los textos procurando claridad de expresión y unidad de estilo para una más específica comprensión. Lo que hará más fácilmente atendible sus disposiciones. El objetivo de esta Norma Oficial Mexicana (NOM) es establecer las especificaciones y lineamientos de carácter técnico que deben satisfacer las instalaciones destinadas a la utilización de la energía eléctrica, a fin de que ofrezcan condiciones adecuadas de seguridad para las personas y sus propiedades. El cumplimiento de las disposiciones indicadas en esta norma garantiza el uso de la energía eléctrica en forma segura; asimismo esta norma no intenta ser una guía de diseño, ni un manual de instrucciones para personas no calificadas.

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2.2 SUBESTACIONES ELECTRICAS. Las subestaciones eléctricas se establecen de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE-2005), y se encuentra en el en el artículo Nº 924. De donde se desglosan los siguientes apartados: 2.2.1 (924-1) Objetivo y campo de aplicación. Este artículo contiene requisitos que se aplican a las subestaciones de usuarios, y a las instalaciones que forman parte de sistemas instalados en la vía publica. Estos requisitos se aplican a toda instalación, en el caso de instalaciones temporales (que pueden requerirse en el proceso de construcción de fábricas o en subestaciones que están siendo reestructuradas o reemplazadas), la autoridad competente puede eximir al usuario del cumplimiento de alguno de estos requisitos, de acuerdo con la justificación que exista para ello y siempre que se obtenga la debida seguridad por otros medios. 2.2.2 (924-2) Medio de desconexión general. Toda subestación particular debe tener en el punto de enlace entre el suministrador y el usuario un medio de desconexión general, ubicado en un lugar de fácil acceso y en el límite del predio, para las subestaciones siguientes: a) Compactas Excepción: En subestaciones compactas con un solo transformador que requieran ampliarse y no cuenten con espacio suficiente, se permite colocar un segundo transformador en el mismo medio de desconexión general, siempre que cada transformador tenga su propio medio de protección. b) Abiertas o pedestal mayores a 500 kVA. Abiertas o pedestal, se permite colocar un segundo transformador en el mismo medio de desconexión general, siempre que cada transformador tenga su propio medio de protección. pág. 31


2.2.3 (924-3) Resguardos de locales y espacios. Los locales y espacios en que se instalen subestaciones deben tener restringido y resguardado su acceso; por medio de cercas de tela de alambre, muros o bien en locales especiales para evitar la entrada de personas no calificadas. Los resguardos deben tener una altura mínima de 2,10 m y deben cumplir con lo indicado en la Sección 110-34, que se refiere al espacio de trabajo y protección. Excepción: En subestaciones tipo pedestal y compactas es suficiente una delimitación de área. 2.2.4 (924-4) Condiciones de los locales y espacios. Los locales donde se instalen subestaciones deben cumplir con lo siguiente: a) Deben estar hechos de materiales no combustibles. b) No deben emplearse como almacenes, talleres o para otra actividad que no esté relacionada con el funcionamiento y operación del equipo. Excepción: Se permite colocar en el mismo local la planta generadora de emergencia o respaldo, cumpliendo con el Artículo 445, que se refiere a los generadores. c) No debe haber polvo o pelusas combustibles en cantidades peligrosas ni gases inflamables o corrosivos. d) Deben tener ventilación adecuada para que el equipo opere a su temperatura nominal y para minimizar los contaminantes en el aire bajo cualquier condición de operación. La restricción de acceso a las subestaciones tipo abierta y azotea debe cumplir con lo indicado en la Sección 110-31, (envolvente de las instalaciones eléctricas). e) Deben mantenerse secos.

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2.2.5 (924-5) Instalación de alumbrado. Los niveles de iluminación mínima sobre la superficie de trabajo, para locales o espacios, se muestran en la Tabla 924-5. TABLA 924-5.- Niveles mínimos de iluminancia requeridos

Tipo de lugar: Iluminancia (Ix) Frente de tableros de control con instrumentos, diversos e interruptores, etc. 270 Parte posterior de los tableros o áreas dentro de tableros "dúplex" 55 Pupitres de distribución o de trabajo 270 Cuarto de baterías 110 Pasillos y escaleras (medida al nivel del piso) 55 Alumbrado de emergencia, en cualquier área 11 Áreas de maniobra 160 Áreas de tránsito de personal y vehículos 110 General 22

Excepción 1: No se requiere iluminación permanente en celdas de desconectadores y pequeños espacios similares ocupados por aparatos eléctricos. Excepción 2: Las subestaciones de usuarios de tipo poste o pedestal quedan excluidas de los requerimientos a que se refiere esta Sección y pueden considerarse iluminadas con el alumbrado existente para otras áreas adyacentes. a) Receptáculos y unidades de alumbrado. Los receptáculos para conectar aparatos portátiles deben situarse de manera que, al ser utilizados, no se acerquen en forma peligrosa a cordones flexibles o a partes vivas.

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Las unidades de alumbrado deben situarse de manera que puedan ser controladas, repuestas y limpiadas desde lugares de acceso seguro. No deben instalarse usando conductores que cuelguen libremente y que puedan moverse de modo que hagan contacto con partes vivas de equipo eléctrico. b) Circuito independiente. En subestaciones, el circuito para alumbrado y receptáculos debe alimentar exclusivamente estas cargas y tener protección adecuada contra sobrecorriente independiente de los otros circuitos. c) Control de alumbrado. Con objeto de reducir el consumo de energía y facilitar la visualización de fallas en el área de equipos, barras y líneas, el alumbrado debe permanecer al mínimo valor posible, excepto en los momentos de maniobras. d) Eficiencia. Para optimizar el uso de la energía, se recomienda proporcionar mantenimiento e inspeccionar las luminarias y sus conexiones. e) Debe colocarse en el local, cuando menos, una lámpara para alumbrado de emergencia por cada puerta de salida del local. 2.2.6 (924-6) Pisos, barreras y escaleras a) Pisos. En las subestaciones los pisos deben ser planos, firmes y con superficie antiderrapante, se debe evitar que haya obstáculos en los mismos. Los huecos, registros y trincheras deben tener tapas adecuadas. El piso debe tener una pendiente (se recomienda una mínima de 2,5%) hacia las coladeras del drenaje.

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b) Barreras. Todos los huecos en el piso que no tengan tapas o cubiertas adecuadas y las plataformas de más de 50 cm de altura, deben estar provistos de barreras, de 1,20 m de altura, como mínimo. En lugares donde se interrumpa una barrera junto a un espacio de trabajo, para dar acceso a una escalera, debe colocarse otro tipo de barrera (reja, cadena). c) Escaleras. Las escaleras que tengan cuatro o más escalones deben tener pasamanos. Las escaleras con menos de cuatro escalones deben distinguirse convenientemente del área adyacente, con pintura de color diferente u otro medio. No deben usarse escaleras tipo "marino", excepto en bóvedas. 2.2.7 (924-7) Accesos y salidas. Los locales y cada espacio de trabajo deben tener un acceso y salida libre de obstáculos. Si la forma del local, la disposición y características del equipo en caso de un accidente pueden obstruir o hacer inaccesible la salida, el área debe estar iluminada y debe proveerse un segundo acceso y salida, indicando una ruta de evacuación. La puerta de acceso y salida de un local debe abrir hacia afuera y estar provista de un seguro que permita su apertura, desde adentro. En subestaciones interiores, cuando no exista espacio suficiente para que el local cuente con puerta de abatimiento, se permite el uso de puertas corredizas, siempre que éstas tengan claramente marcado su sentido de apertura y se mantengan abiertas mientras haya personas dentro del local. La puerta debe tener fijo en la parte exterior y en forma completamente visible, un aviso con la leyenda: "PELIGRO ALTA TENSION ELECTRICA".

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2.2.8 (924-8) Protección contra incendio. Independientemente de los requisitos y recomendaciones que se fijen en esta Sección, debe cumplirse la reglamentación en materia de prevención de incendios. a) Extintores. Deben colocarse extintores, tantos como sean necesarios en lugares convenientes y claramente marcados, situando dos, cuando menos, en puntos cercanos a la entrada de las subestaciones. Para esta aplicación se permiten extintores de polvo químico seco. Los extintores deben revisarse periódicamente para que estén permanentemente en condiciones de operación y no deben estar sujetos a cambios de

temperaturas

mayores que los indicados por el fabricante. En las subestaciones de tipo abierto o pedestal instalados en redes de distribución no se requiere colocar extintores de incendio. b) Sistemas integrados. En tensiones eléctricas mayores de 69 kV, se recomienda el uso de sistemas de protección contra incendio tipo fijo que operen automáticamente por medio de detectores de fuego que, al mismo tiempo, accionen alarmas. c) Contenedores para aceite. En el equipo que contenga aceite, se deben tomar alguna o algunas de las siguientes medidas: 1) Proveer medios adecuados para confinar, recoger y almacenar el aceite que pudiera escaparse del equipo, mediante recipientes o depósitos independientes del sistema de drenaje. Para transformadores mayores que 1 000 kVA, el confinamiento debe ser para una capacidad de 20% de la capacidad del equipo y cuando la subestación tiene más de

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un transformador, una fosa colectora equivalente al 100% del equipo de mayor capacidad. 2) Construir muros divisorios, de tabique o concreto, entre transformadores y entre éstos y otras instalaciones vecinas, cuando el equipo opere a tensiones eléctricas iguales o mayores a 69 kV. 3) Separar los equipos en aceite con respecto a otros aparatos, por medio de barreras incombustibles, o bien por una distancia suficiente para evitar la proyección de aceite incendiado de un equipo hacia los otros aparatos. 2.2.9 (924-9) Localización y accesibilidad a) Los tableros deben colocarse donde el operador no esté expuesto a daños por la proximidad de partes vivas o partes de maquinaria o equipo en movimiento. b) No debe haber materiales combustibles en la cercanía. c) El espacio alrededor de los tableros debe conservarse despejado y no usarse para almacenar materiales, de acuerdo con lo indicado en la sección 110-34, que se refiere al espacio de trabajo y protección. d) El equipo de interruptores debe estar dispuesto de forma que los medios de control sean accesibles al operador. 2.2.10 (924-10) Dispositivo general de protección contra sobrecorriente. Toda subestación debe tener en el lado primario un dispositivo general de protección contra sobrecorriente para la tensión eléctrica y corriente del servicio, referentes a la corriente de interrupción y a la capacidad nominal o ajuste de disparo, respectivamente. En subestaciones con dos o más transformadores, o en subestaciones receptoras con varias derivaciones para transformadores remotos u otras cargas.

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Excepción: En ampliaciones de subestaciones compactas aplicar la Excepción de 924-2, que dice: “En subestaciones compactas con un solo transformador que requieran ampliarse y no cuenten con espacio suficiente, se permite colocar un segundo transformador en el mismo medio de desconexión general, siempre que cada transformador tenga su propio medio de protección”. 2.2.11 (924-11) Requisitos generales del sistema de protección del usuario. La protección del equipo eléctrico instalado en la subestación de un usuario no debe depender del sistema de protección del suministrador. Las fallas por cortocircuito en la instalación del usuario no deben ocasionar la apertura de las líneas suministradoras, lo cual puede afectar el servicio a otros usuarios, para tal fin el usuario debe consultar con el suministrador con objeto de obtener la coordinación correspondiente. 2.2.12 (924-12) Equipo a la intemperie o en lugares húmedos. En instalaciones a la intemperie o en lugares húmedos, el equipo debe estar diseñado y construido para operar satisfactoriamente bajo cualquier condición atmosférica existente. 2.2.13 (924-13) Consideraciones ambientales a) Las subestaciones con tensiones eléctricas mayores a 69 kV deben considerar la limitación de los esfuerzos sísmicos y dinámicos que soporta el equipo a través de sus conexiones. b) Los equipos deben ser capaces de soportar los esfuerzos sísmicos que se le trasmiten del suelo a través de sus bases de montaje y que resultan de las componentes de carga vertical y horizontal, más la ampliación debida a la vibración resonante.

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c) El proyecto de las subestaciones urbanas con tensiones eléctricas mayores a 69 kV deben considerar el efecto del impacto ambiental, de manera que sus inconvenientes se reduzcan a un nivel tolerable. En las subestaciones ubicadas en áreas urbanas se deben tomar medidas tendientes a limitar el ruido audible a 60 dB, medido en el límite del predio en la colindancia a la calle o a predios vecinos. 2.2.14 (924-14) Instalación y mantenimiento del equipo eléctrico. El equipo de las subestaciones debe ser instalado y mantenido para reducir al mínimo los riesgos de accidentes del personal, así como el consumo de energía. a) Equipo de uso continuo. Antes de ser puesto en servicio, debe comprobarse que el equipo eléctrico cumple con los requisitos establecidos en los diferentes Artículos aplicables de esta norma. Posteriormente, debe ser mantenido en condiciones adecuadas de funcionamiento, haciendo inspecciones periódicas para comprobarlo. El equipo defectuoso debe ser reparado o reemplazado. b) Equipo de uso eventual. Se recomienda que el equipo o las instalaciones que se usen eventualmente, sean revisados y probados antes de usarse en cada ocasión. Los equipos deben soportarse y fijarse de manera consistente a las condiciones de servicio esperadas. Los equipos pesados como transformadores quedan asegurados por su propio peso, pero aquellos donde se producen esfuerzos por sismo o fuerzas dinámicas durante su operación, pueden requerir medidas adicionales. Véase el apartado 924-13, que se refiere a las condiciones ambientales.

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2.2.15 (924-15) Partes con movimientos repentinos. Todas las partes que se muevan repentinamente y que puedan lastimar a personas que se encuentren próximas, deben protegerse por medio de resguardos. 2.2.16 (924-16) Identificación del equipo eléctrico. Para identificar al equipo eléctrico en subestaciones se recomienda pintarlo y numerarlo, usando placas, etiquetas o algún otro medio que permita distinguirlo fácilmente, tanto respecto de su funcionamiento como del circuito al que pertenece. Es conveniente establecer un método de identificación uniforme en todo el equipo instalado en una subestación o en un grupo de instalaciones que correspondan a un mismo usuario. Esta identificación no debe colocarse sobre cubiertas removibles o puertas que puedan ser intercambiadas. 2.2.17 (924-17) Transformadores de corriente. Los circuitos secundarios de los transformadores de corriente deben tener medios para ponerse en cortocircuito y conectarse a tierra simultáneamente. Cuando exista relación múltiple y con salidas no conectadas, éstas se deben poner en cortocircuito. 2.2.18

(924-18) Protección de los circuitos secundarios de transformadores

para instrumentos. a) Conexión de puesta a tierra. Los circuitos secundarios de transformadores para instrumentos (transformadores de corriente y de potencial) deben tener una referencia efectiva y permanente de puesta a tierra.

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b) Protección mecánica de los circuitos secundarios cuando los primarios operen a más de 6600 V. Los conductores de los circuitos secundarios deben alojarse en tubo (conduit) metálico, permanentemente puesto a tierra, a menos que estén protegidos contra daño mecánico y contra contacto de personas. 2.2.19 (924-19) Instalación de transformadores de potencia y distribución. Los requisitos siguientes aplican a transformadores instalados al nivel del piso, en exteriores o interiores: a) Instalación. Deben cumplirse las disposiciones establecidas en apartado 450-8, que se refiere a la protección de los transformadores. b) Transformadores que contengan aceite. En la instalación de transformadores que contengan aceite deben tenerse en cuenta las recomendaciones sobre protección contra incendio que se indican en el apartado 924-8, protección contra incendio. c) Edificios de subestaciones. En edificios que no se usen solamente para subestaciones, los transformadores deben instalarse en lugares especialmente destinados a ello de acuerdo con lo indicado en el apartado 450-9, que se refiere a la ventilación del transformador y que sean solamente accesibles a personas calificadas. d) Selección de los transformadores. Deben trabajar lo más próximo a 100% de su capacidad, conforme a los límites marcados por la confiabilidad operativa y requisitos de la carga que alimentan.

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2.2.20 (924-20) Medio aislante. Deben tomarse las medidas siguientes: a) Cumplir con lo establecido en el apartado 450-25, transformadores en askarel. Y en áreas peligrosas, debe cumplir adicionalmente con lo indicado en el Capítulo 5. Áreas peligrosas clases l, ll y lll. b) Los líquidos aislantes deben ser biodegradables, no dañinos a la salud. 2.2.21 (924-21) Ajuste de la protección contra sobrecorriente. La protección contra sobrecorriente de transformadores (excepto los de medición y control) debe cumplir con lo establecido en 450-3 que se refiere a la protección contra sobrecorriente. 2.2.22 (924-22) Locales para baterías. Los locales deben ser independientes con un espacio alrededor de las baterías para facilitar el mantenimiento, pruebas y reemplazo de celdas, cumpliendo con lo siguiente: a) Local independiente. Las baterías se deben instalar en un local independiente. Dentro de los locales debe dejarse un espacio suficiente y seguro alrededor de las baterías para la inspección, el mantenimiento, las pruebas y reemplazo de celdas. b) Conductores y canalizaciones. No deben instalarse conductores desnudos en lugares de tránsito de personas, a menos que se coloquen en partes altas para quedar protegidos. Para instalar los conductores aislados puede usarse canalización metálica con tapa, siempre que estén debidamente protegidos contra la acción deteriorante del electrolito.

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En los locales para baterías, los conductores con envolturas barnizadas no deben usarse. c) Terminales. Si en el local de las baterías se usan canalizaciones u otras cubierta metálicas, los extremos de los conductores que se conecten a las terminales de las baterías deben estar fuera de la canalización, por lo menos a una distancia de 30 cm de las terminales, y resguardarse por medio de una boquilla aislante. El extremo de la canalización debe cerrarse herméticamente para no permitir la entrada del electrolito. d) Pisos. Los pisos de los locales donde se encuentren baterías y donde sea probable que el ácido se derrame y acumule, deben ser de material resistente al ácido o estar protegidos con pintura resistente al mismo. Debe existir un recolector para contener los derrames de electrolito. e) Equipos de calefacción. No deben instalarse equipos de calefacción de flama abierta o resistencias incandescentes expuestas en el local de las baterías. f) Iluminación. Los locales de las baterías deben tener una iluminación natural adecuada durante el día. En los locales para baterías, se deben usar luminarias con portalámparas a prueba de vapor y gas protegidos de daño físico por barreras o aislamientos. Los receptáculos y apagadores deben localizarse fuera del local.

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2.2.23 (924-23) Puesta a tierra Para disposiciones para puesta a tierra, véase el Artículo 921, que se refiere a los sistemas puesta a tierra. 2.2.24 (924-24) Tarimas y tapetes aislantes Estos medios de protección no deben usarse como substitutos de los resguardos indicados en las Secciones anteriores. Las tarimas deben ser de material aislante sin partes metálicas, con superficie antiderrapante y con orillas biseladas. Los tapetes también deben ser de material aislante. En subestaciones de tipo interior, las tarimas y tapetes deben instalarse cubriendo la parte frontal de los equipos de accionamiento manual, que operen a más de 1000 V entre conductores. Su colocación no debe presentar obstáculo en la apertura de las puertas de los gabinetes. Para subestaciones tipo pedestal o exteriores no se requieren tapetes o tarimas aislantes.

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CAPITULO lll SUBESTACION ELECTRICA PARA USO COMERCIAL O RESIDENCIAL 3.1 SUBESTACION ELECTRICA PARA USO COMERCIAL O RESIDENCIAL Con base a lo establecido en los capítulos I y II la subestación eléctrica para uso comercial o residencial debe constar con los siguientes elementos: 1.- Acometida eléctrica de alta tensión. 2.- Estructura de entrada (punto de entrega). 3.- Canalización. 4.- Estructura de llegada. 5.- Apartarrayos. 6.- Cortacircuitos o fusibles. 7.- Transformador. 8.- sistema de tierra. 9.- Acometida de baja tensión. 10.- Equipo de medición. 11.- Tablero de distribución. 12.- Malla protectora. 13.- Cuarto de la subestación.

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3.2 INSTALACION ELECTRICA COMERCIAL Como ya se menciono anteriormente, el transformador es considerado como el elemento principal en una subestación eléctrica. Es por ello que para poder determinar la capacidad del transformador que será útil en la subestación, se toma en cuenta el siguiente plano:

Fig. 3.1 Mini Súper

La acotación del plano esta dada en metros (m). Este plano hace referencia a un local comercial pequeño (mini súper), el cual cuenta con una oficina, un cuarto para empleados, área para las ventas, una bodega y un cuarto especial donde se ubicara la subestación eléctrica.

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3.2.1 Plano eléctrico del local comercial. En una instalación eléctrica ya sea de tipo comercial o residencial, se necesita saber la carga a instalar en (kw o kva), así como otros factores, tales como: el factor de demanda, factor de diversidad, factor de reserva entre otros. Estos datos son indispensables para poder determinar la capacidad del transformador para la subestación eléctrica. La carga eléctrica que se pretende instalar en el local comercial es trifásica y consta de las cargas del sistema de alumbrado, del sistema de aire acondicionado y de las salidas (contactos), esto se aprecia en el cuadro de cargas del siguiente plano eléctrico.

Fig. 3.2 Plano Eléctrico pág. 47


3.2.2 Cuadro de cargas El cuadro de cargas ofrece a quien interpreta el plano eléctrico, una visión clara amplia y rápida del circuito de la instalación eléctrica del local comercial. En el se encuentra identificado la carga que se pretende instalar, el numero de circuitos, el numero de faces y los elementos que integraran la instalación del local.

Nota aclaratoria: En los proyectos eléctricos de la distribución de carga no aparece la memoria técnica descriptiva en virtud que únicamente es para mostrar la carga instalada.

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El % de desbalanceo en el cuadro de cargas de un plano eléctrico de distintas fases, en este caso de tres, no debe excederse más del 5%. 3.2.3 Diagrama unifilar y simbología del plano eléctrico. A continuación se muestra el diagrama unifilar y la simbología del plano eléctrico.

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3.2.4 Determinación de la capacidad del transformador Uno de los problemas importantes a resolver en el proyecto de instalaciones eléctricas lo constituye la determinación de la capacidad del transformador que construirá la subestación eléctrica. Para la mejor compresión de los elementos que intervienen en la determinación de la capacidad del transformador, es conveniente tomar en consideración las siguientes definiciones: Carga instalada. Es la suma de las potencias nominales de los aparatos y equipos que se encuentran conectados en un área determinada de la instalación y se expresa generalmente en KVA o KW. Demanda máxima. Es la máxima demanda que se tiene en una instalación o en un sistema durante un periodo de tiempo especificado, por lo general en horas. Factor de demanda: Es el cociente de la demanda máxima de un sistema y la carga instalada en el mismo. Factor de diversidad: Es el cociente de la suma de las demandas máximas individuales en las distintas partes de un sistema o la instalación y la demanda máxima del sistema o instalación. Factor de reserva. Este factor debe ser estimado de acuerdo a las extensiones previstas de la instalación, no obstante en caso de no disponerse de información precisa, se recomienda considerar un 20% de reserva para ampliaciones futuras.

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De acuerdo a las definiciones antes mencionadas, se puede decir que la expresión matemática que se utiliza para determinar la capacidad del transformador es la siguiente:

Donde: = Capacidad del transformador en (KVA). = Carga instalada en (KVA). = Factor de demanda (%).

= Factor de diversidad (%). El valor de la carga que se pretende instalar en el local comercial se localiza en el cuadro de cargas del plano eléctrico y es de 25,540 W = 25.54 KW para convertirlos a KVA lo dividimos entre el factor de potencia (FP) a considerar, en este caso es 0.9, entonces tenemos:

El valor del factor de demanda y el factor de diversidad para un local comercial, se aprecia en la siguiente tabla. TIPO DE CARGA

FACTOR DE DEMANDA

FACTOR DE DIVERSIDAD

TIENDAS COMERCIALES RESIDENCIAS FUERZA MOTRIZ ALUMBRADO PUBLICO

0.65 % 0.65 % 0.90 % 1.0 %

1.25 % 1.25 % 1.10 % 1.0 %

Factores de demanda y diversidad de distintos tipos de carga.

Con los datos obtenidos en la tabla se procede a calcular la capacidad del transformador. pág. 51


Pero considerando el 20% de la carga de reserva que se utiliza por si existe una ampliación futura de la instalación eléctrica del local, tenemos:

Entonces decimos que la capacidad del transformador es:

Como el transformador que se quiere instalar en la subestación eléctrica será de tres faces (Trifásico), y en el mercado no es posible encontrar un transformador trifásico de 18 KVA, se recurre a la siguiente tabla para ver la capacidad más próxima del transformador. TRANSFORMADOR MONOFASICO TRIFASICO CAPACIDAD EN CAPACIDAD EN KVA KVA 5 10 15 25 37.5 50

15 30 45 75 112.5 150

Capacidades de los transformadores monofásicos y trifásicos.

Considerando las capacidades de los transformadores trifásicos que se muestran en la tabla, se tiene que la capacidad más próxima es de 30 KVA. Entonces de esta manera, queda definida la capacidad del transformador que se utilizara en la subestación eléctrica del local comercial, esta será de 30 KVA. pág. 52


3.3 INSTALACION ELECTRICA RESIDENCIAL En una instalación eléctrica, en este caso residencial, si se requiere el uso de una subestación eléctrica, lo primero que se debe de tomar en cuenta es el tamaño del transformador. Para conocer la capacidad del transformador que formara parte de la subestación en la instalación eléctrica residencial, se analiza el siguiente plano:

Fig. 3.3 Residencia La acotación de este plano se considera en metros (m). Este plano representa una residencia multifamiliar, el cual cuenta con 6 recamaras con sus respectivos baños, una sala, un comedor, una cocina y su dispensario, un cuarto de lavado, un gimnasio, una cochera, un cuarto de servicio, un baño de visita y un cuarto especial donde se instalara la subestación eléctrica. pág. 53


3.3.1 Plano eléctrico de la residencia. Un plano eléctrico es una representación gráfica de una instalación eléctrica o de parte de ella, en la que queda perfectamente definido cada uno de los componentes de la instalación y la interconexión entre ellos, en este caso son el sistema de alumbrado interior y exterior, apagadores, contactos, conductores y de otros equipos que requiera la instalación. Al igual que en el plano eléctrico para el local comercial, la carga eléctrica que se pretende instalar en la residencia multifamiliar consta de las cargas del sistema de alumbrado, del sistema de aire acondicionado y de las salidas (contactos), esto se aprecia en el cuadro de cargas del siguiente plano eléctrico.

Fig. 3.4 Plano Eléctrico pág. 54


3.3.2 Cuadro de cargas En el cuadro de cargas del plano eléctrico se representa la cantidad de carga a instalar en watt (w), dato que será de gran ayuda para calcular la capacidad del transformador que se instalara en la subestación eléctrica.

Nota aclaratoria: En los proyectos eléctricos de la distribución de carga no aparece la memoria técnica descriptiva en virtud que únicamente es para mostrar la carga instalada.

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Como se menciono anteriormente el % de desbalanceo en el cuadro de cargas de un plano eléctrico de distintas fases, en este caso de tres, no debe excederse más del 5%. 3.3.3 Diagrama unifilar y simbología del plano eléctrico. A continuación se muestra el diagrama unifilar y la simbología del plano eléctrico.

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3.3.4 Determinación de la capacidad del transformador. De acuerdo a lo establecido en el punto (3.2.4) los factores que se deben de considerar para la determinación de la capacidad del transformador son las siguientes: 

Carga instalada

Factor de demanda

Factor de diversidad

Factor de reserva

La carga instalada en el plano eléctrico residencial se localiza en el cuadro de cargas de dicho plano y es de 25180 W = 25.18 KW para convertirlos a KVA lo dividimos entre el factor de potencia (FP) a considerar, en este caso es 0.9, entonces el valor de la carga instalada es:

El factor de diversidad y el factor de demanda para una residencia, se localizan en la siguiente tabla. TIPO DE CARGA

FACTOR DE DEMANDA

FACTOR DE DIVERSIDAD

TIENDAS COMERCIALES RESIDENCIAS FUERZA MOTRIZ ALUMBRADO PUBLICO

0.65 % 0.65 % 0.90 % 1.0 %

1.25 % 1.25 % 1.10 % 1.0 %

Factores de demanda y diversidad de distintos tipos de carga.

Con el valor de estos datos, la capacidad del transformador es como sigue.

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Para que el transformador no quede ajustado con respecto a la carga, se considera el 20% de la carga de reserva que se utiliza por si existe una ampliación futura de la instalación eléctrica de la residencia, por tanto:

Con el resultado del factor de reserva, la capacidad del transformador será:

Como el transformador que se quiere instalar en la subestación eléctrica será de tres faces (Trifásico), y en el mercado no es posible encontrar un transformador trifásico de 18 KVA, se recurre a la siguiente tabla para ver la capacidad más próxima del transformador. TRANSFORMADOR MONOFASICO TRIFASICO CAPACIDAD EN CAPACIDAD EN KVA KVA 5 15 10 30 15 45 25 75 37.5 112.5 50 150

Capacidades de los transformadores monofásicos y trifásicos.

Considerando las capacidades de los transformadores trifásicos que se muestran en la tabla, se tiene que la capacidad más próxima es de 30 KVA. De esta manera queda definida la capacidad del transformador que se utilizara en la subestación eléctrica del local comercial, esta será de 30 KVA.

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3.4 CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA La construcción de la subestación eléctrica, se hará tomando en cuenta las necesidades eléctricas de cada uno de los planos antes analizados. De acuerdo a los resultados obtenidos al realizar el cálculo para determinar la capacidad del transformador para cada caso, se llega a la conclusión que la variación que existe entre la capacidad de un transformador para un local comercial y una residencia multifamiliar con las medias correspondientes son mínimas. Por lo tanto se puede decir que la subestación eléctrica que se pretende construir, será útil para un local comercial así como para una residencia multifamiliar. La subestación eléctrica que se utilizara para ambos casos, se construirá tomando en cuenta la Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE-2005) establecidas en el capitulo ll en el articulo Nº 924 (subestaciones eléctricas).

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3.4.1 Acometida eléctrica La acometida eléctrica de define como la parte de la instalación eléctrica que se construye desde las redes públicas de distribución hasta las instalaciones del usuario. La acometida de la subestación eléctrica será de tipo subterránea tomada desde una línea aérea de 13.2 KV, 3F, 3H, 60HZ y se compone por un apartarrayos, un corta circuitos o fusible, ductos y conductores. En la siguiente imagen se muestra la vista lateral y frontal de la construcción de la acometida.

Fig. 3.5 Acometida eléctrica

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Las acometidas tomadas desde una línea aérea se consideran subterráneas, cuando los conductores que se toman desde las líneas aéreas, inmediatamente se bajan por un ducto hasta tierra y se llevan en forma subterránea hasta el medidor. En estos tipos de acometidas los conductores en la bajante a los ductos que se canalizan se alojarán en un tubo conduit galvanizado, escogido con base en los calibres de los conductores y el ducto se sujeta al poste mediante collarines o cinta de acero inoxidable. La construcción del tramo de la acometida bajo tierra se regirá en cuanto al conductor, las cámaras de paso y empalme, distancias entre las cámaras, construcción de las tapas, etc., En la vista superior de la subestación eléctrica se logra apreciar la llegada de la acometida eléctrica hacia el transformador para posteriormente mediante la

Fig. 3.6 Llegada de la acometida pág. 61


3.4.2 Instalación del transformador. El transformador que conformara a la subestación eléctrica será de tipo distribución, de tres fases, su aislamiento será en aceite y tendrá una capacidad de 30 KVA. El local donde se instalara el transformador en este caso en el mismo cuarto de la subestación, el piso debe ser plano, firme y deberá tener una superficie antiderrapante, se debe evitar que haya obstáculos en los mismos. El piso debe tener una pendiente (Se recomienda una mínima de 2,5%) en dirección a las coladeras del drenaje. Además el área del transformador deberá contar con una buena iluminación, un extintor por si ocurre algún incendio a causa de un corto circuito y con una rejilla de seguridad para no permitir el acceso a personas no calificadas. En la siguiente imagen se aprecia lo antes mencionado.

Fig. 3.7 Rejilla de seguridad del transformador

pág. 62


El transformador así como las partes metálicas de la instalación, que no transporten corriente y estén expuestas, incluyendo cercas, resguardos etc., deben tener una conexión a tierra. El equipo de interruptores debe estar dispuesto de forma que los medios de control sean accesibles al operador. Los tableros deben colocarse en un lugar donde el operador no este expuesto a daños por la proximidad de partes vivas o partes de maquinaria o equipo que se encuentre en movimiento. El espacio alrededor de los tableros debe conservarse despejado y no usarse para almacenar materiales o cualquier otro objeto que obstruya el acceso hacia los tableros.

Fig. 3.8 Conexión a tierra del transformador pág. 63


Los puntos antes mencionados son muy importantes y se deben de tomar en cuenta al momento de realizar la instalación del transformador, así como otros dispositivos que conformaran la subestación eléctrica. De no ser así, el equipo de la subestación correrá riesgos de no funcionar de una manera correcta, ocasionando deterioros al equipo y provocando accidentes al personal de mantenimiento. En la siguiente vista interior se logra apreciar de una mejor manera la distribución del local de la subestación así como, la conexión del transformador, la instalación de la rejilla de seguridad del mismo y los centros de carga.

Fig. 3.9 Distribución del área de la subestación

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3.4.3 Local de la subestación. El local donde se instalara la subestación eléctrica deben tener restringido y resguardado su acceso; por medio de una cerca de tela de alambre o muro para evitar la entrada de personas no calificadas. Los resguardos deben tener una altura mínima de 2,10 m. Las condiciones que se deben de considerar al realizar la construcción del local donde se instalara la subestación son las siguientes: a) El local debe de construirse de materiales no combustibles. b) No deben emplearse como almacén, taller o para otra actividad que no esté relacionada con el funcionamiento y operación del equipo. c) No debe haber polvo o pelusas combustibles en cantidades peligrosas ni gases inflamables o corrosivos. d) El local debe tener ventilación adecuada para que el equipo opere a su temperatura nominal y para minimizar los contaminantes en el aire bajo cualquier condición de operación. La abertura para la ventilación debe instalarse de manera que no sean bloqueados por paredes u otras obstrucciones. e) Deben mantenerse secos. f) El local y cada espacio de trabajo deben tener un acceso y una salida libre de obstáculos. g) La puerta de acceso y salida del local debe abrir hacia afuera y estar provista de un seguro que permita su apertura, desde adentro. Esta puerta debe tener fijo en la parte exterior y en forma completamente visible, un aviso con la leyenda: "PELIGRO ALTA TENSION ELECTRICA"

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Para concretar lo antes mencionado, se muestran las vistas frontal y lateral del local donde se instalara la subestaci贸n el茅ctrica.

Fig. 3.10 Local de la subestaci贸n p谩g. 66


CAPITULO lV PROCEDIMIENTOS PARA LA APLICACIÓN DEL MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES ELECTRICAS DE USO COMERCIAL O RESIDENCIAL 4.1 ¿QUE ES EL MANTENIMIENTO? El mantenimiento se define como la combinación de actividades mediante las cuales un equipo o un sistema se mantienen en, o se restablece a, un estado en el que puede realizar las funciones designadas. Es un factor importante en la calidad de los productos y puede utilizarse como una estrategia para una competencia exitosa. Las inconsistencias en la operación del equipo de producción dan por resultado una variabilidad excesiva en el producto y, en consecuencia, ocasionan una producción defectuosa. Para producir con un alto nivel de calidad, el equipo de producción debe operar dentro de las especificaciones correspondientes, las cuales pueden alcanzarse mediante acciones oportunas de mantenimiento . 4.2 OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO El objetivo principal que tiene la realización del mantenimiento, es lograr la máxima vida económica de los equipos e instalaciones, manteniendo el equilibrio de los factores de la producción como son: 

Equipo y herramienta

Medio ambiente

Recurso Humano

Otros objetivos que también son importantes, se describen en los puntos siguientes: 

Prevenir o disminuir el riesgo de una falla.

Se busca bajar la frecuencia de fallas y/o disminuir sus consecuencias. Esta es una de las visiones más básicas del mantenimiento.

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Recuperar el desempeño.

Con el uso se ve deteriorado el desempeño por dos factores principales: la pérdida de capacidad de producción y el aumento de los costos de operación. Grandes ahorros se han logrado gracias al mantenimiento. 

Aumentar la vida útil de los equipos y maquinas eléctricas.

La vida útil de algunos activos se ve afectada seriamente por la frecuencia del mantenimiento. Por otra parte se pueden diferir grandes inversiones, como por ejemplo la reparación de equipos mayores. Es de suma importancia encontrar el punto exacto de máximo beneficio económico. 

Seguridad, ambiente y aspectos legales

Muchas tareas de mantenimiento van dirigidas a disminuir eventos que puedan acarrear responsabilidades legales relativas al medio ambiente y seguridad. 4.3 TIPOS DE MANTENIMIENTO Existen

cuatro

tipos

reconocidos

de

operaciones

de

mantenimiento

para

subestaciones eléctricas, los cuales están en función del momento en el tiempo en que se realizan, el objetivo particular para el cual son puestos en marcha, y en función a los recursos utilizados, así tenemos los siguientes: 4.3.1 Mantenimiento preventivo: La finalidad del mantenimiento preventivo es: Encontrar y corregir los problemas menores antes de que estos provoquen fallas. Este mantenimiento también es denominado “mantenimiento planificado”, es el mas utilizado y como su nombre nos indica, es aquel que se efectúa para poder evitar fallas o averías y se programa en una o más rutinas en base a parámetros de diseño y condiciones de trabajo supuestas apoyadas en las experiencias mismas de operación, y las recomendaciones de los fabricantes, aportadas en las guías, pág. 68


manuales e inspecciones ejercidas al equipo anotándose en una planilla los resultados de dicha inspección. Las planillas tienen una casilla por fase, es decir, tres para los equipos, en las que se anotan las letras correspondientes al estado exterior del equipo, según el siguiente criterio:

Letra

Llenado de las planillas de inspeccion Significado

G

Grave: Significa un estado de averia del equipo mostrado en el exterior, que implicara programacion de un matenimiento correctivo .

L

Leve: El daño es menor, averia menor que puede solucionarse cuando se efectue el mantenimiento programado.

S

Sin novedad: Significa que el equipo esta en buen estado, visto exteriormente, implica la ausencia de los casos antes mencionados.

Estado

Cimientos quebrados , falta de perfiles o pernos de la estructura, perfiles dañados, conexiones a tierra suelta, cables sueltos ( no aislados) en el mando, baja densidad de las celdas en el banco de baterías, manchas graves del aceite, porcelanas dañadas, daños serios de aisladores, falta de fusibles, iluminación fuera de servicio, presencia de humedad, bajo nivel de las celdas etc. Leve daño en porcelana, polvo en el mando, daños menores en el mando, aisladores rajados, manchas leves de aceite o de oxido, polvo en las porcelanas, falta de señalizacion de seguridad, el patio no esta limpio, visores de aceite sucios.

Este tipo de mantenimiento se divide en dos componentes: 

Mantenimiento preventivo de Inspección visual:

Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizar la línea, no utiliza herramientas ni instrumentos en la mayor parte de los casos, y como su nombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales. Tiene la finalidad de revisar visualmente el estado exterior de los equipos.

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Mantenimiento preventivo programado o sistemático:

Consiste en una serie de pruebas a realizar en los equipos para verificar su estado. El trabajo tiene carácter preventivo, pero también engloba al mantenimiento predictivo, y en algunos casos al correctivo. El mantenimiento preventivo programado se realiza generalmente con línea desenergizada, pero existen algunas técnicas que se pueden aplicar sin necesidad de desenergizar la línea. 4.3.2 Mantenimiento predictivo: Este tipo de mantenimiento se basa en predecir la falla antes de que esta se presente. Se trata de conseguir adelantarse a la falla o al momento en que el equipo o elemento deja de trabajar en sus condiciones óptimas; para conseguir esto se utilizan herramientas y técnicas de mantenimiento. Este mantenimiento consiste en determinar en todo instante la condición técnica (mecánica y eléctrica) real de la máquina examinada, mientras esta se encuentre en pleno funcionamiento, para ello se hace uso de un programa sistemático de mediciones de los parámetros más importantes del equipo. Este tipo de mantenimiento tiene como objetivo disminuir las paradas por mantenimientos preventivos, y de esta manera

minimizar los costos por

mantenimiento. La implementación de este tipo de métodos requiere de inversión en equipos, en instrumentos, y en contratación de personal calificado. El mantenimiento predictivo se apoya en la inspección infrarroja para detectar fallas antes de que provoquen un problema mayor. Con la termografía se focalizan los problemas que deben ser corregido bajo las técnicas convencionales y además puede encontrar otros problemas que en circunstancias normales no serian detectados.

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Una conexión que necesita apretarse periódicamente tiene algún problema que puede agravarse con el continuo reapriete, sobre todo cuando no se tiene un control de esta falla. Por otro lado con ayuda de la inspección termográfica se revisan todas las conexiones buscando sobrecalentamientos como señal de problemas en potencia, se hace sin tocar el equipo, se reportan solo las aéreas que con el programa de mantenimiento se deberán reparar. 4.3.3 Mantenimiento correctivo: Este mantenimiento también es denominado “mantenimiento reactivo”, tiene lugar luego que ocurre una falla o avería inesperada, es decir, solo actuará cuando se presenta un error en el sistema. En este caso si no se produce ninguna falla, el mantenimiento será nulo, por lo que se tendrá que esperar hasta que se presente el desperfecto para recién tomar medidas de corrección de errores. El mantenimiento correctivo puede considerarse dividido en dos partes: Mantenimiento correctivo programado: Es una actividad correctiva que implica reparación y reemplazo de piezas que tiene carácter preventivo, ya que en función de las condiciones del equipo o de ciertos parámetros se efectúan las reparaciones con la intención de anticiparse y prevenir daños mayores que afecten a la disponibilidad del equipo. Mantenimiento correctivo por avería: Se presenta cuando existe una falla o avería grave de algún o algunos equipos de la subestación, estas averías se presentan por causas ajenas a la voluntad de los responsables de la subestación, y se deben a factores externos como: 

Condiciones climáticas

Daños de terceros pág. 71


Problemas en la línea de transmisión o distribución.

4.3.4 Mantenimiento proactivo: El mantenimiento proactivo consiste en el estudio de fallas y análisis de la actividad de mantenimiento, para poder obtener conclusiones y dar sugerencias para mejorar la función de mantenimiento. 4.4 ORIENTACIÓN DEL MANTENIMIENTO. Al buscar una filosofía aplicable al mantenimiento en subestaciones eléctricas, se puede encontrar que orientar el mantenimiento hacia la disponibilidad de equipos es la más ajustable a los requerimientos y características de este componente de sistemas de potencia. Esta orientación debe estar basada, tal vez, en los argumentos más utilizables de la filosofía del Mantenimiento Productivo Total (TPM) y del Mantenimiento basado en la Confiabilidad (RCM). Antes de hablar de los argumentos más aplicables al mantenimiento en subestaciones, tal vez sea necesario mencionar por qué ambos tipos de mantenimiento, no son directamente aplicables a subestaciones, es decir cada uno por sí solo y completamente aplicado a subestaciones. El TPM es una filosofía de mantenimiento que exige calidad total en el trabajo de mantenimiento, lo cual no es difícil de obtener, pero en consecuencia exige que en los sistemas en los que se aplica esta filosofía, llegar al nivel de “cero fallas”; sabiendo que en sistemas de potencia la mayor parte de las fallas se deben a factores externos, muchas veces que escapan al control (condiciones climáticas, por ejemplo), no será posible llegar al nivel de “cero fallas”, sin elevar considerablemente los costos de operación, y por ende el precio de la unidad de energía eléctrica. Por otro lado, el RCM es un sistema de mantenimiento que se basa en la confiabilidad, es decir que el sistema en el que se aplica el RCM debe continuar con su trabajo normal a pesar del surgimiento de alguna falla y de la falencia de algún pág. 72


componente del sistema, y esto se logra mediante el reemplazo de dicho componente en el sistema productivo, sin importar si este reemplazo es similar o no, el punto es que el sistema mantenga su ritmo de producción. Se sabe que una subestación tiene la función de transmitir la energía eléctrica de un sistema a otro, y que cada componente de la misma cumple funciones únicas relativas a ese equipo, por tanto, en caso de ausencia de uno de estos, sin importar la causa, no será posible reemplazar u obviar tal componente para que la transmisión de energía continúe porque esto podría llevar a fallas mayores, o paradas del sistema, que pudieron haberse evitado si el componente en cuestión hubiera estado cumpliendo sus funciones. Pero esto no descarta a los tipos de mantenimiento mencionados para su aplicación en subestaciones, cabe mencionar que el RCM puede formar parte del TPM aplicado a un sistema productivo; si se analiza, el TPM es una filosofía que se refiere más al recurso humano del mantenimiento, y su comportamiento en el desarrollo de dicha función, que al sistema productivo en sí, y el RCM se inclina más al sistema productivo y su confiabilidad. Por tanto, estos argumentos pueden ser aplicables a cualquier sistema incluyendo subestaciones. Esto lleva a buscar la confiabilidad de una subestación, y según lo antes mencionado, para lograr esto deberá buscarse la disponibilidad de los equipos de la misma, ya que equipos disponibles cumplen su función, y por tanto el sistema será confiable. Para que los equipos estén disponibles, el mantenimiento preventivo jugará un papel importante, dejando de ese modo, la posibilidad de fallas debidas principalmente a factores externos, es donde el mantenimiento correctivo deberá jugar su papel, y para el buen desempeño de estos mantenimientos, el personal deberá comportarse con seguridad, orden y disciplina necesarios, y es donde el TPM se aplica.

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Pero el mantenimiento no es estático, es evolutivo, por tanto necesita actualizarse, analizarse y reflexionarse para su mejora continua, será entonces cuando intervenga el mantenimiento proactivo. Los tres mantenimientos mencionados, estarán entrelazados entre sí, lo que se convertirá en un mantenimiento integrado, aplicado a subestaciones eléctricas. 4.5 MEDICION DEL MANTENIMIENTO Toda planeación requiere en el ejercicio una forma veraz de medición que permita evaluar las actividades y compararlas con lo preestablecido, de tal manera que retroalimente los objetivos propuestos y sean estos ajustables a las exigencias de las desviaciones. El procedimiento de valorización de las actividades, se fundamenta en el sistema a base de créditos que representa una hora hombre (H-H) de trabajo o actividad efectiva, este sistema permite estandarizar la medida a nivel general ya que cada actividad esta representada en procedimiento con el valor determinado. El sistema a base de créditos permite valuar la programación y avance de los mantenimientos, en cualquier etapa del ejercicio, su alcance llega al análisis de actividad mantenimiento por equipo, lo que permite llevarlos a la planeación en forma individualizada. El desglose de actividades valuadas en H-H por equipo, nos permite valuar la cantidad de mantenimiento anual promedio en tiempo real que debe aplicarse a cada bahía tipo en función de los equipos que lo constituyen. Esta

forma

de

valuar

las

actividades de

mantenimiento

requiere

de

la

retroalimentación permanente del ejercicio del programa, de tal manera que mediante el uso de procedimientos de trabajo cada vez mas actualizados, nos permita evaluar con mayor precisión las actividades hasta obtener estándares de medición que podamos utilizarlos para medir los índices de productividad alcanzados.

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4.6 PLANEACION DEL MANTENIMIENTO La planeación moderna de los mantenimientos exige la revisión permanente de los objetivos, métodos y procedimientos de trabajo de tal manera que nos permita ajustar las estrategias para alcanzar mejores metas en el ejercicio del mismo, sin perder la vista de la rentabilidad del equipo en función de su fiabilidad. La fiabilidad debe ser la que guie el ejercicio del mantenimiento, tomando en cuenta la vida útil y económica del equipo en base al tiempo de servicio y la probabilidad de falla. La cantidad adecuada de mantenimiento, debe ser aquella que resulte más económica. A) Un mantenimiento exagerado no es económico por los costos indirectos y administración involucrados; además, los paros del equipo son tan frecuentes que operan el flujo de la operación. La fiabilidad se mantiene más o menos alta y la vida útil se prolonga. El aumento de fiabilidad y vida compensa con dificultad los costos por un mantenimiento exagerado, además, es probable que la vida económica sea mas corta que la vida útil, habiéndose desperdiciado esfuerzos en el mantenimiento de un equipo que se retira de operación por otras razones. B) Un mantenimiento pobre tampoco es económico, ya que la perdida de fiabilidad es muy grande y por lo tanto se incurre en riesgos considerables. Las tareas de mantenimiento resultan muy caras ya que el deterioro de las partes va más allá del calculado en diseño, llegándose a sustituir componentes a las cuales de haberles proporcionado mantenimiento antes, solo hubiera requerido un reajuste. Es muy probable que las partes de refacción no estén disponibles; así, lo común es que las tareas se retrasen días enteros en su espera. C) El mantenimiento adecuado o económico considera el estudio probabilidad de falla, riesgo por falla, necesidad de continuidad de operación, oportunidad de

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licencias para efectuar las tareas, factores políticos o de imagen, costo o disponibilidad de refacciones, etc. Toda planeación real del mantenimiento al equipo electromecánico, se debe fundamentar en el seguimiento a la tendencia de deterioro de las características nominales de operación apoyándose en las siguientes técnicas y recursos de trabajo. 

Experiencias adquiridas en el lugar.

Recomendaciones del fabricante.

Pruebas sintomáticas de rutina

Inspecciones planeadas.

Observaciones planeadas del trabajo.

Investigación de accidentes e incidentes.

De aquí se obtendrán las actividades prioritarias del equipo, los recursos humanos, materiales, así como las herramientas y equipos necesarios para realizar el mantenimiento. En el plan general de mantenimiento, cada equipo en el universo de ellos es un individuo, por lo tanto su trato debe ser como tal, desde el establecimiento del plan y ejercicio de mantenimiento, hasta el control del mismo. El éxito de una buena planeación del mantenimiento radica en la veracidad de la información obtenida de las necesidades que exige cada uno de los equipos para conservar su vida útil y económica. La planeación debe estar preparada para aceptar ajustes por concepto de actividades que surjan en el ejercicio de las inspecciones rutinarias y pruebas sintomáticas. La planeación del mantenimiento incluye la detección de necesidades y elaboración de los programas de mantenimiento llevadas a cabo por los jefes de departamento técnico, tomando en cuenta:

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Los procedimientos documentados establecidos por cada especialidad que definen la manera de realizar y controlar las actividades de la ejecución del proceso del mantenimiento. 4.7 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO Los programas de mantenimiento deben ser dinámicos, se elaboran con base en las experiencias previas en el lugar, conocimiento del ingeniero, catálogos de quipos, recomendaciones del fabricante, asesoría de expertos en el equipo, libros sobre mantenimiento, artículos de revistas especializadas, etc. Durante la misma planeación de los programas de mantenimiento, se requieren preparar: 

Programa de abasto de herramientas y equipo.

Formación de los grupos de trabajo.

Programa de libranzas.

Programa de inspecciones.

Programa de seguridad.

Programa de reportes.

Programa de inversiones.

Programa de análisis y procedimientos de trabajos.

Es sabido que en el ejercicio real de los programas de mantenimiento, los imprevistos directos o indirectos causan fuertes desviaciones de recursos humanos, que bien pueden reducirse estando preparados con una planeación anticipada que nos permita bajo condiciones imprevistas ejecutar otras actividades comprometidas con la planeación, sin llegar al ejercicio de actividades improvisadas que no cubren las prioridades establecidas en la misma.

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4.8 ELEMENTOS DE SEGURIDAD A CONSIDERAR EN EL MANTENIMIENTO En la ejecución de la actividad de mantenimiento de la subestación eléctrica, los trabajadores se encuentran expuestos de forma directa o indirectamente con partes energizadas, existiendo la posibilidad de la circulación de una corriente eléctrica a través del cuerpo humano con las consabidas consecuencias. Dado el riesgo originado por la energía eléctrica es necesario implantar normativas y procedimientos de trabajo seguro para preservar la integridad de los trabajadores del área eléctrica. 4.8.1 Accidentes Eléctricos: Riesgo eléctrico: El riesgo eléctrico se define como la posibilidad de circulación de la corriente eléctrica a través del cuerpo humano, siendo para ello necesario que el cuerpo sea conductor, que pueda formar parte del circuito y que exista una diferencia de tensiones entre dos puntos de contacto. Debido a que la electricidad es el tipo de energía más utilizada, a veces caemos en la despreocupación olvidándonos de las mínimas medidas de prevención en su uso. El riesgo eléctrico puede producir daños sobre las personas (paro cardiaco, respiratorio, quemaduras, etc.) y sobre los bienes, debido al riesgo asociado de incendios y explosiones. Electrocución: La electrocución se define como el contacto de forma directa o indirecta con un conductor que se encuentra energizado. Caídas por contacto eléctrico: Este se presenta cuando el contacto eléctrico sorprende al trabajador sin su cinturón de seguridad anclado.

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Quemaduras /Laceraciones: Se producen por las altas temperaturas y la onda expansiva que son generadas a causa del arco eléctrico. 4.8.2 Factores técnicos que intervienen en el riesgo de lesiones por electricidad. Intensidad de la corriente: Se ha demostrado experimentalmente que es la intensidad que atraviesa el cuerpo humano y no la tensión la que puede ocasionar lesiones debido al accidente eléctrico. En este sentido se dice que a partir de 1 mA de corriente alterna ya se comienzan a percibir hormigueos, y que hasta intensidades de 10 mA del mismo tipo de corriente, la persona aún es capaz de soltar un conductor. Nivel de exposición al riesgo: No se puede hablar de valores de intensidad sin relacionarlos con el tiempo de circulación por el cuerpo humano. De esta forma, para cada intensidad de corriente se establecen, según el tiempo de contacto, tres niveles: 

Nivel de seguridad: Abarca desde la mínima percepción de corriente hasta el momento en que no es posible soltarse voluntariamente del conductor. En dicho periodo no se produce afectación cardiaca ni nerviosa.

Nivel de intensidad soportable: Se produce aumento de la presión sanguínea y alteraciones del ritmo cardiaco, pudiéndose llegar a un paro cardiaco reversible. Además, el nivel de consciencia va disminuyendo llegándose al coma por encima de 50 mA.

Nivel de intensidad insoportable: Estado de coma persistente y paro cardiaco.

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Recorrido de la corriente eléctrica: Las consecuencias del contacto dependerán de los órganos del cuerpo humano que atraviese la corriente. Las mayores lesiones se producen cuando la corriente circula en las siguientes direcciones: 

Mano izquierda – pie derecho.

Mano derecha – pie izquierdo.

Manos – cabeza.

Mano derecha – tórax (corazón) – mano izquierda.

Pie derecho – pie izquierdo.

Resistencia eléctrica del cuerpo humano: El valor máximo de resistencia se establece en 3000 Ohmios y el mínimo en 500 Ohmios. La piel seca tiene una gran resistencia, del orden de 4000 Ohmios para la corriente alterna. En el caso de piel húmeda se reducen los niveles de resistencia hasta 1500 Ohmios, con lo que sólo con 100 V la intensidad que atraviesa el organismo puede producir la muerte. La sudoración también es un factor que puede disminuir la resistencia de la piel. La resistencia en el interior del organismo es, en general, 1000 veces menor que la de la piel, siendo menor para la corriente alterna. En el interior del organismo la resistencia disminuye en proporción directa a la cantidad de agua que presentan los distintos tejidos; así, de mayor a menor resistencia tenemos los huesos, el tendón, la grasa, la piel, los músculos, la sangre y los nervios.

pág. 80


4.8.3 Electrocución: En la siguiente tabla se aprecia los efectos de la corriente que circula a través del cuerpo humano a causa de una electrocución.

Circulación de la corriente eléctrica por el cuerpo humano:

Fig. 4.1 Circulación de la corriente eléctrica por el cuerpo humano. pág. 81


4.9 EQUIPO DE SEGURIDAD PERSONAL Con el fin de disminuir el riesgo eléctrico, el personal que labora en el área de mantenimiento de la subestación debe usar equipos de protección personal individual adecuados para las actividades de operación y mantenimiento de equipos eléctricos, algunos de estos equipos básicos de protección son las siguientes: 

Casco dieléctrico.

Botas de seguridad dieléctrica.

Bragas y camisas ignífugas (nomex®)

Guantes de neopreno con protectores de cuero.

Lentes de seguridad.

En la siguiente imagen se aprecia el equipo de seguridad personal antes mencionado.

Fig. 4.2 Equipo de seguridad personal.

pág. 82


4.9.1 Cinco reglas de oro para trabajar sin tensión Con el fin de preservar la seguridad de los trabajadores del área eléctrica se elaboro una lista de cinco reglas simples, llamadas las “Cinco Reglas de Oro”. 1ª Regla de Oro: Abrir con corte visible todas las fuentes de tensión mediante interruptores y/o seccionadores. 2ª Regla de Oro: Enclavamiento o bloqueo, de los aparatos de corte y señalización en el mando de éstos. 3ª Regla de Oro: Verificación de la ausencia de tensión. 4ª Regla de Oro: Puesta a tierra de todas las fuentes de tensión. 5ª Regla de Oro: Colocar las señales de seguridad adecuadas, delimitando la zona de trabajo. En la siguiente imagen se aprecia las cinco reglas de oro antes mencionadas.

Fig. 4.3 Cinco reglas de oro. pág. 83


4.10 PRUEBAS AL EQUIPO ELECTRICO DE LA SUBESTACION Antes de realizar el mantenimiento a la subestación eléctrica, se deben de realizar algunas pruebas al equipo eléctrico de la misma. Esto se hace con la finalidad de determinar los elementos de la subestación que ya no funcionan correctamente y así posteriormente darle el mantenimiento adecuado. Las pruebas a considerar son las siguientes: 

Prueba de Resistencia de Aislamiento (MEGGER).

Prueba de Alto Potencial (Hi-Pot)

Prueba de Relación de Transformación del Transformador (TTR).

Prueba de Resistencia Óhmica.

Prueba de Resistencia de Tierra.

Pruebas de Resistencia de Contactos.

Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite.

A continuación se describen cada uno de las pruebas antes mencionados. 4.10.1 Prueba de Resistencia de Aislamiento (Megger): La resistencia de aislamiento, se define como la resistencia que ofrece un aislamiento al aplicarle un voltaje de corriente directa durante un tiempo dado, medido a partir de la aplicación del mismo, como referencia se toma los valores de 1 a 10 minutos. Esta

prueba

es

aplicada

especialmente

a

transformadores,

interruptores,

apartarrayos, cables de potencia etc. Pero en este caso nos enfocaremos al transformador. La aplicación de la prueba es para determinar si existe un camino de baja resistencia en el aislamiento del transformador. pág. 84


Los resultados de esta prueba se verán afectados por factores como temperatura, humedad, voltaje de prueba y tamaño del equipo. Debe realizarse antes de energizar un transformador, en rutinas de mantenimiento, bajo sospecha de falla de un equipo, antes y después de desarmar un transformador. Todos los resultados deben ser referidos a 20 grados centígrados. Esta prueba no es concluyente y solo debe ser tomada como una prueba de aislamiento adicional. Procedimiento de la prueba. a) No desconecte la conexión de tierra del transformador, asegúrese que el mismo se encuentren efectivamente puesto a tierra. b) No efectúe pruebas de resistencia de aislamiento si el transformador no posee los niveles adecuados de aceite, la rigidez dieléctrica del aire es menor que la del aceite. c) Desconecte el transformador tanto del lado de alto voltaje, bajo voltaje y terciario, en caso de que exista. También deben ser desconectados los pararrayos y cualquier otro dispositivo conectado a los arrollados del transformador. d) Cortocircuite entre si los terminales de alta tensión del transformador, lo mismo debe hacerse entre los terminales de baja tensión y con los terminales del terciario, en caso de existir. e) Se deberá verificar que los cables utilizados para el cortocircuito se encuentran aislados de todas las partes metálicas o puestas a tierra. f) Utilice un Megaóhmetro con una escala como mínimo de 20000 Megaóhmios. g) La medición de la resistencia de aislamiento debe hacerse según lo siguiente: 

Lado de Alto Voltaje contra Lado de Bajo Voltaje.

Lado de Alto Voltaje contra Lado Terciario (En caso de existir).

Lado de Bajo Voltaje contra Lado Terciario.

Lado de Alto Voltaje, Bajo Voltaje y Terciario cada uno contra Tierra.

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El voltaje de prueba no debe superar el equivalente pico fase - fase o fase - tierra, de conexión utilizada. Es decir, 1.41 por el valor de voltaje RMS.

4.10.2 Prueba de Alto Potencial (Hi-Pot). La prueba de alto potencial sugiere aplicar una tensión mayor al voltaje nominal del equipo, con el fin de evaluar la condición del aislamiento del mismo. Esta prueba no se recomienda para transformadores con niveles de tensión superiores a 34,5 kV. En general esta prueba no es común en las pruebas de mantenimiento predictivo, por la posibilidad de daño que pudiese ocasionar la inyección del voltaje de prueba. Procedimiento de la Prueba a) El transformador debe haber pasado la prueba de resistencia de aislamiento antes de proceder con esta prueba. b) Asegure que la cuba del transformador esté correctamente conectada a tierra. c) Desconecte todo aquello que se encuentre conectado al lado de alta tensión, lado de baja tensión y el terciario en caso de que exista. d) Cortocircuite los terminales de alta tensión entre si, también los terminales de baja tensión y los del terciario. e) Conecte los terminales del equipo de prueba al lado de alta tensión e incremente gradualmente el voltaje hasta el valor deseado, en este caso conecte los terminales de baja tensión y terciario a tierra. f) Al finalizar disminuya gradualmente el voltaje a cero. g) Remueva la conexión a tierra del lado de baja tensión y conéctelo al lado de alta tensión.

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h) Antes de desconectar y cambiar los puntos de prueba, recuerde descargar el equipo contra tierra, utilizando la barra de descarga a tierra. i) Repita los pasos e y f, pero conectado el equipo de prueba en el lado de baja del transformador. j) Desconecte el lado terciario de tierra y conecte a tierra los lados de alta y baja tensión del transformador, recuerde descargar el transformador antes de la desconexión. k) Repita nuevamente los pasos e y f, conectando en este caso las puntas de prueba en el terciario. l) Reponga todos los equipos y accesorios desconectados y vuelva a energizar el equipo. 4.10.3 Prueba de Relación de Transformación del Transformador (TTR). La prueba TTR en Ingles (Transformer Turns Ratio) sirve para determinar el número de vueltas del arrollado primario respecto al número de vueltas, de la misma fase, del arrollado secundario. La relación de transformación se define como la relación de espiras o de tensiones entre los devanados primario y secundario de los transformadores. Esta prueba permite detectar espiras cortocircuitadas, circuitos abiertos, conexiones incorrectas y defectos en el cambiador de tomas. El máximo error aceptado con respecto a los valores nominales es de 0,5%. Se recomiendan utilizar TTR´s con errores entre 0,1% y 0,3%. El TTR puede efectuar la prueba con voltajes de 8 voltios, 40 voltios y 80 voltios pudiendo ser con equipos monofásicos o trifásicos. Versiones actualizadas de equipos TTR, pueden medir desviaciones angulares entre los voltajes de los arrollados primario y secundario, este valor pudiera indicar problemas en el núcleo del transformador o problemas con espiras cortocircuitadas. pág. 87


4.10.4 Prueba de Resistencia Óhmica. Esta prueba es aplicable a transformadores de potencia, de distribución, de instrumentos, autotransformadores, reguladores de voltaje reactores y contactos de interruptores; así como de cuchillas. Para efectuar mediciones de resistencia óhmica, existen equipos de prueba específicamente diseñados para ello, como son los puentes de Wheatstone, Kelvin y/o combinaciones de ambos. Con esta prueba se persigue la determinación de la resistencia óhmica de los devanados de cada fase de la máquina. Esta prueba en lo práctico sirve para identificar la existencia de falsos contactos o puntos de alta resistencia en las soldaduras de los devanados. El aparato empleado para esta medición es un Óhmetro con rangos desde 10 MicroOhms, hasta 1999 Ohms. Llamados comúnmente Ducter o Mili-Óhmetro. 4.10.5 Prueba de Resistencia de Tierra. La resistencia de puesta a tierra debe ser medida antes de la puesta en funcionamiento de un sistema eléctrico, como parte de la rutina de mantenimiento o excepcionalmente como parte de la verificación de un sistema de puesta a tierra, para su medición se debe aplicar el método de Caída de Potencial. El método consiste en pasar una corriente entre el electrodo o sistema de puesta a tierra a medir y un electrodo de corriente auxiliar (C) y medir el voltaje con la ayuda de un electrodo auxiliar (P). Para minimizar la influencia entre electrodos, el electrodo de corriente, se coloca generalmente a una sustancial distancia del sistema de puesta a tierra. Típicamente ésta distancia debe ser cinco veces superior a la dimensión más grande del sistema de puesta a tierra bajo estudio. El electrodo de voltaje debe ser colocado en la misma dirección del electrodo de corriente, pero también puede ser colocado en la dirección opuesta. En la practica, la distancia “d” para el electrodo de voltaje se elige al 62% de la distancia del electrodo pág. 88


de corriente. Esta distancia esta basada en la posición teóricamente correcta para medir la resistencia exacta del electrodo para un suelo de resistividad homogéneo. 4.10.6 Prueba de resistencia de contactos. Los puntos con alta resistencia en partes de conducción, originan caídas de voltaje, generación de calor, pérdidas de potencia, etc. Esta prueba se realiza en circuitos donde existen puntos de contacto a presión o deslizables, y que interrumpen altas corrientes de operación y de fallas, como es el caso en interruptores. Con esta prueba se persigue la determinación de la resistencia óhmica de los contactos en cada polo de los interruptores. Esta prueba dará una indicación clara de la integridad de los mismos. 4.10.7 Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite. La prueba de rigidez dieléctrica es uno de la pruebas de campo que se usan para detectar las condiciones de servicio del aceite aislante. La rigidez dieléctrica es la tensión en (KV´S) mínima ala cual se produce un arco entre dos electrodos metálicos y esto nos da idea de la capacidad del aceite para soportar esfuerzos eléctricos sin fallar. Baja rigidez dieléctrica indica contaminación con agua, carbón o contaminantes extraños. Sin embargo, una alta rigidez dieléctrica no quiere decir que el aceite se encuentre en condiciones óptimas de operación. El aparato que se usa para efectuar la prueba de rigidez dieléctrica consiste de un transformador, un regulador de voltaje (0-60 KV), un interruptor, un voltmetro y una copa de prueba. La copa tiene dos electrodos planos separados entre si a 0.1 pulgadas con las caras perfectamente paralelas. Su operación puede ser manual o automática y el conjunto debe ser portátil. La copa se debe llenar a un nivel no menor de 20 mm sobre los electrodos, deberá dejarse reposar entre 2 y 3 minutos antes de aplicar la tensión. Al aplicar la tensión esta será incrementada a una velocidad constante de 3 KV por segundo hasta que pág. 89


se produzca el arco entre los electrodos y dispararse el interruptor. El operador deberá leer el voltmetro y registrar su lectura en KV´S. El valor mínimo permitido de rigidez dieléctrica para un aceite en operación es de 25 KV´S. Normalmente la rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente: 

Aceites degradados y contaminados de 10 a 28 kV.

Aceites carbonizados no degradados de 28 a 33 kV.

Aceites Nuevo sin desgasificar de 33 a 44 kV.

Aceite Nuevo desgasificado de 40 a 50 kV.

Aceite regenerado de 50 a 60 kV.

4.11 PRODEDIMIENTO PARA LA APLICACIÓN DEL MANTENIMIENTO 4.11.1 Inspección Este procedimiento consiste en inspeccionar la subestación mensualmente durante la operación normal del equipo, tomando en cuenta las siguientes precauciones: 

Mantener las distancias mínimas de seguridad.

Utilizar ropa y equipo de seguridad

No efectuar ningún tipo de operación.

Inspección de la subestación. Esta inspección se realiza en forma visual y/o auditiva, y se incluyen las siguientes actividades: 

Verificar que no existan falsos contactos o chisporroteo por falta de ajuste en las conexiones. De ser posible, al menos una vez al año, utilizar equipos de medición de temperatura a distancia.

Verificar que las conexiones a tierra que estén en buen estado.

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Revisar que los siguientes accesorios no presenten golpes, o despostilladuras visibles en la porcelana y que sus aditamentos metálicos no se encuentren flojos.  En apartarrayos.  En cortacircuitos fusibles.

Revisar la limpieza general de la subestación, para determinar si existen nidos o cualquier otro material que impida la operación adecuada del equipo.

Revisar que no existan daños físicos o golpes en los aisladores.

Inspección del transformador. De igual forma la inspección del transformador también es en forma visual y/o auditiva incluyendo las siguientes actividades: 

Revisar que no existan daños físicos o golpes en: boquillas, terminales, conductores válvulas y tanque.

Revisar la conexión a tierra.

Verificar que no existan falsos contactos o chisporroteo por falta de ajustes en las conexiones.

Revisar que no existan fugas de aceite en válvulas, radiadores, cordones de soldadura, empaques, cambiador de derivaciones, instrumentos de medición y protección del transformador si los tiene.

Revisar el estado de la pintura del transformador.

Tomar lectura de equipos de medición del transformador en caso de tenerlos.

Revisar si el transformador produce ruido o vibración anormal.

Anualmente y antes de la fecha programada de mantenimiento preventivo, tomar una muestra representativa del aceite del transformador, para obtener los resultados de las pruebas recomendadas.

Inspección de la red de tierras. 

Revisar que estén completos y en buen estado los conectores, conductores y varillas del sistema de tierras. pág. 91


4.11.2 Libranza. Este servicio proporciona una interrupción temporal del suministro de la energía eléctrica, para que el mantenimiento de la subestación se pueda realizar sin ningún riesgo eléctrico. Esta actividad se tramita con el ente de comisión federal de electricidad, dos semanas antes de realizar el mantenimiento preventivo y se les comunica a los consumidores la interrupción del servicio. Para no provocar un accidente, la libranza se realiza tomando en cuenta las siguientes precauciones: 

Se debe utilizar siempre el equipo de seguridad necesario de acuerdo al nivel de voltaje a trabajar.

Se debe colocar señalamientos alrededor del equipo que quedara en libranza para delimitar visualmente el área de trabajo.

Para poder librar la subestación y así poder realizar el mantenimiento de la misma, es indispensable tomar en consideración los siguientes pasos: 

Abrir interruptores y a continuación cuchillas.

Verificar la apertura física de interruptores y cuchillas.

Conectar a tierra las posibles entradas de energía en alta y baja tensión.

Poner etiquetas de libranza en los controles o mandos del equipo de interrupción.

Asegurar con candado los gabinetes necesarios para evitar operaciones no deseadas del equipo.

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4.11.3 El transformador El transformador es considerado como el elemento principal o de mayor importancia para el funcionamiento de la subestación eléctrica, por lo cual se le debe de dar un buen mantenimiento. Después de desenergizarlo se realizan las siguientes actividades para su mantenimiento. A) Limpieza Durante la limpieza se tienen que conectar las terminales del transformador a tierra, esto se hace con el objetivo de no provocar accidentes eléctricos. Para limpiar las boquillas: 

Limpiar la superficie de los aisladores con estopa o manta de cielo humedecida en thinner o tetracloruro. No se debe utilizar medios abrasivos.

Para limpiar el tanque: 

Retirar el polvo acumulado empleando cepillo, tela ligeramente humedecida en agua y de ser posible aire a presión.

B) Conexiones 

Reponer tornillería y conectores en mal estado.

Limpiar los lugares de conexión.

Verificar ajuste mecánico.

C) Eliminación de fugas en empaques. 

Eliminar la fuga por un empaque mediante el ajuste adecuado y uniforme de las bridas y tornillos de sujeción. Limpiar la superficie manchada de aceite para determinar en la próxima inspección si se soluciono el problema.

Si la fuga persiste después del ajuste, cambiar el empaque dañado por uno de características similares. El endurecimiento, las marcas y grietas en los pág. 93


empaques son muestra de deterioro. Prever la existencia de los repuestos necesarios.  Hacer la reposición del aceite, si es el caso, con las precauciones necesarias para no humedecer o contaminar el transformador. Tomar en cuenta las condiciones atmosféricas para establecer el lugar de trabajo adecuado. D) Eliminación de fugas en tanque. 

Limpiar la superficie del tanque con el material antes mencionados.

Reparar las fugas pequeñas utilizando productos epóxidos.

E) Reposición de boquillas. 

Verificar la limpieza de la boquilla y de las herramientas a utilizar.

Sustituir las boquillas dañadas.

Verificar la hermeticidad del transformador.  Hacer la reposición del aceite, si es el caso, con las precauciones necesarias para no humedecer o contaminar el transformador. Tomar en cuenta las condiciones atmosféricas para establecer el lugar de trabajo adecuado.  Secar el transformador cuyo aceite estuvo expuesto a la humedad del medio ambiente.

F) Reposición del aceite. 

Utilizar el equipo, herramientas y depósito libres de humedad y contaminación.

Eliminar la causa de perdida de nivel y reponer el aceite necesario para dejar el nivel correcto.

Sellar el transformador y confirmar su hermeticidad.  El manejo del aceite se hará con las precauciones necesarias para no humedecer o contaminar el aceite del transformador. Tomar en cuenta las condiciones atmosféricas para establecer el lugar de trabajo adecuado.

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 En algunos casos la reposición del aceite puede dar lugar al desarrollo de sedimentación o lodo y, por esta causa, es recomendable verificar el estado del aceite mediante pruebas de acidez y tensión interfacial después de seis meses.  Secar el transformador, cuando el nivel del aceite no cubra completamente el ensamble del núcleo y las bobinas. Pero si únicamente se repone el nivel, hacerlo en el menor tiempo posible para evitar que la temperatura del transformador baje y la humedad se transfiera del aceite al aislamiento solido. Opera con carga normal y programar el mantenimiento correctivo necesario. G) Inspección interna. Después de cinco años de servicio, inspeccionar adicionalmente la parte superior del ensamble del núcleo y bobinas. 

Bajar el líquido aislante hasta el extremo superior de la parte viva, e inspeccionar si no han ocurrido daños. Evitar que las bobinas y aislamientos se expongan al aire.

Revisar que no haya manchas de humedad en la parte superior de la parte viva, en todas las superficies horizontales y la parte inferior de la tapa. Si no hay humedad o daños proceder a reensamblar el transformador. Si los hay, determinar el alcance de los mismos.

Utilizar para esto los resultados de las pruebas adicionales del aceite y de resistencia de aislamiento.

Cuando exista medición de la presión del tanque del transformador, verificar que no exista vacio.

4.11.4 Aisladores. Durante el mantenimiento de los aisladores las actividades que se deben de realizar son las siguientes: 

Reponer aisladores que presenten algún daño físico, grietas, roturas o flameo. pág. 95


Limpiar el aislamiento hasta dejarlo libre de polvo y agentes extraños. Humedecer estopa, manta de cielo o cualquier tela suave en thinner o tetracloruro, y limpiar los aisladores. No utilizar medios abrasivos.

Programar la limpieza para evitar el fenómeno de flameo que se presenta cuando en aislamiento sucio existe condensación de humedad.

Reponer tornillería necesaria.

4.11.5 Conexiones Para el mantenimiento de las conexiones de la subestación se toman en cuenta los siguientes puntos. 

Reponer conectores, conductores y varillas del sistema de tierra en mal estado.

Anualmente:  Limpiar y ajustar conexiones y tornillería de las barras conductoras.  Verificar que la colocación de las barras o conductores no dañan las boquillas del transformador y que las conexiones sean firmes.

Precaución: Para no dañar la tornillería, aplicar previamente un producto que permita aflojar, sin riesgo de daño, la tornillería pegada por oxidación. 4.11.6 Gabinetes Estos equipos aseguran la continuidad en el servicio de la energía eléctrica, debido a que pueden transformar la tensión de suministro de la redes de distribución, en media tensión permitiendo una regulación mas estable en sus circuitos secundarios de utilización. Para su mantenimiento se consideran los puntos siguientes: 

Verificar el ajuste de los gabinetes.

Verificar que la colocación de las cubiertas o placas de unión entre secciones metálicas del techo sea adecuada, para reducir al mínimo el acceso de roedores y otros animales dañinos. pág. 96


Reponer resistencias calefactoras dañadas en gabinetes tipo intemperie, si se utilizan.

Eliminar en su totalidad el oxido de los gabinetes y estructuras.

Aplicar protección anticorrosiva y pintura del color correspondiente al transformador y gabinete.

4.11.7 Cuchillas Para que las cuchillas de la subestación operen adecuadamente, se les debe de aplicar un buen mantenimiento, para ello se tienen que considerar las siguientes actividades. 

Verificar el buen estado de mecanismos de operación y efectuar la reposición de pasadores o pernos en mal estado.

Ajustar el mecanismo de operación si la apertura o cierre no es uniforme para todas las cuchillas.

Verificar la firmeza de la conexión, en caso necesario ajustar y dar brío al contacto fijo para asegurar un buen contacto con la parte móvil.

Comprobar la operación de las cuchillas.

4.11.8 Interruptores, apartarrayos y fusibles. A) Interruptores: En el mantenimiento de los interruptores, las actividades que se tienen que considerar son: 

Verificar el buen estado del mecanismo y reponer pasadores y pernos en mal estado.

Ajustar el mecanismo en operación.

Comprobar la operación del mecanismo de disparo del interruptor.

Verificar el estado de las cámaras de arqueo

Engrasar el mecanismo

Apretar conexiones. pág. 97


B) Apartarrayos: 

Reponer apartarrayos en la inspección mensual, a aquellos que se observen flameados, rotos, despostillados y cuyas conexiones y tapas estén dañadas o desprendidas.

C) Fusibles: 

Revisar la capacidad del fusible utilizado y cambiarlo en caso necesario.

Remplazar fusibles cuyo aislamiento presente marcas de flameo, daño o rotura.

4.12 RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO. Después de culminar con el trabajo de mantenimiento de la subestación, para poder restablecer el servicio de la misma se consideran los siguientes puntos. 

Confirmar que el personal ha dado por terminado el trabajo de mantenimiento.

Revisar que todos los equipos estén listos, bien conectados y sin herramientas o materiales de trabajo.

Para restablecer el servicio: 

Abrir candados y gabinetes necesarios para operar el equipo.

Retirar las etiquetas de libranza en los controles o mandos del equipo de interrupción.

Retirar las conexiones a tierra instaladas para protección durante el trabajo de mantenimiento.

Cerrar cuchillas y verificar visualmente y a una distancia segura, el cierre correcto de las cuchillas.

Cerrar el interruptor en alta tensión y verificar visualmente el cierre correcto del interruptor en alta tensión.

Verificar el voltaje en baja tensión con el equipo de medición adecuado.

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CONCLUSIONES. 1. Las subestaciones eléctricas son el punto clave en el Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tienen gran importancia ya que se encargan de cambiar las propiedades de la electricidad, ya sea aumentando o disminuyendo la tensión para poder transportarla a grandes distancias y a su vez entregarla a los usuarios.

2. La correcta aplicación y conocimiento de la Norma Oficial Mexicana NOM-001SEDE-2005, ayudan a reglamentar la construcción, el montaje y el mantenimiento de cualquier centro de transformación o distribución de la energía eléctrica, en este caso las subestaciones eléctricas.

3. Por medio de los cálculos realizados se observa

que la capacidad del

transformador para una subestación eléctrica de tipo comercial, no tiene mucha diferencia con la de una subestación de tipo residencial considerando las medidas de los planos correspondientes y la carga a instalar.

4. Realizar una buena medición, planeación y un buen programa de mantenimiento es de suma importancia para poder evitar accidentes imprevistos en el momento de ejecutar la gestión de mantenimiento de la subestación.

5. Es importante saber utilizar de una manera adecuada el equipo de seguridad personal ya que ayuda a conservar la integridad física de los trabajadores encargados de realizar el mantenimiento.

6. La correcta aplicación de los procedimientos que se utilizan a la hora de realizar el mantenimiento a subestaciones de pequeña capacidad, ayudan a mejorar con eficiencia y eficacia el buen funcionamiento del equipo eléctrico del sistema (Subestación).

IV


BIBLIOGRAFIA. 

Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones eléctricas (Utilización).

Fundamentos de instalaciones eléctricas de media y alta tensión, G. Enríquez Harper, Editora Limusa 1996.

El ABC de las instalaciones eléctricas residenciales, G. Enríquez Harper, Editora Limusa.

http://www.artecing.com.uy/pdf/guias_megger/Equipos%20de%20subestacion es.pdf

http://es.scribd.com/doc/37295657/Esp-Oil-Mantenimiento-de-SubestacionesElectric-As

http://www.ceasonora.gob.mx/archivos/admin/File/manten_eq_electromecanic o.pdf

V

Mantenimiento a subestaciones electricas comerciales y residenciales  
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