Subestación Electrica de Distribución Telecontrola: enero 2012

domingo, 29 de enero de 2012

Nomenclatura de los Relevadores

Nomenclatura de los Relevadores.

A continuación se presenta una lista de los números con su identificación mas utilizados en una subestación y que también son visualizados en el control supervisorio.Numero Identificación

21 L Relevador de distancia de fase

21 N Relevador de distancia de neutro

25 Elemento de sincronismo

27 Relevador de bajo voltaje

47 Relevador de voltaje de secuencia de fases

49 Relevador térmico

50 F Relevador de sobrecorriente instantánea de fases

50 N Relevador de sobrecorriente instantánea de neutro

51 F Relevador de sobrercorriente de tiempo de fases

51 N Relevador de sobrecorriente de tiempo de neutro

52 Interruptor de corriente alterna

60 Relevador de balance de Voltajes

61 Relevador de balance de corrientes

62 Relevador de tiempo retardado

63 Relevador de presión (Buchholz)

67 Relevador direccional de sobrecorrientes

79 Relevador de recierre

81 Relevador de frecuencia

86 Relevador auxiliar de bloqueo

87 Relevador de protección diferencial

89 Cuchilla operada eléctricamente

94 Relevador de disparo

En la siguiente tabla se en listan todos los relavadores de protección utilizadas en plantas generadoras, subestaciones de transmisión, subtransmisión y distribuciónen orden descendente de acurdo al IEEE Standard C37.2-2008

1. Elemento principal

2. Relé de cierre o arranque temporizado.

3. Relé de comprobación o de bloqueo

4. Contacto principal

5. Dispositivo de parada.

6. Interruptor de arranque.

7. Interruptor de ánodo

8. Dispositivo de desconexión de energía de control.

9. Dispositivo de inversión.

10. Conmutador de secuencia.

11. Reservado para aplicaciones futuras.

12. Dispositivo de exceso de velocidad.

13. Dispositivo de velocidad síncrona.

14. Dispositivo de falta de velocidad.

15. Dispositivo regulador de velocidad o frecuencia.

16. Reservado para aplicaciones futuras.

17. Conmutador para puentear el campo serie.

18. Dispositivo de aceleración o declaración.

19. Contactos de transición de arranque a marcha normal.

20. Válvula maniobrada eléctricamente.

21. Relé de distancia.

22. Interruptor igualador.

23. Dispositivo regulador de temperatura.

24. Sobre excitación.

25. Dispositivo de sincronización o puesta en paralelo.

26. Dispositivo térmico.

27. Relé de mínima tensión.

28. Detector de llama.

29. Contactor de aislamiento.

30. Relé anunciador.

31. Dispositivo de excitación separada.

32. Relé direccional de potencia.

33. Conmutador de posición.

34. Conmutador de secuencia movido a motor.

35. Dispositivo de cortocircuito de las escobillas o anillos rozantes.

36. Dispositivo de polaridad.

37. Relé de baja intensidad o baja potencia.

38. Dispositivo térmico de cojinetes.

39. Detector de condiciones mecánicas.

40. Relé de campo.

41. Interruptor de campo.

42. Interruptor de marcha.

43. Dispositivo de transferencia.

44. Relé de secuencia de arranque del grupo.

45. Detector de condiciones atmosféricas.

46. Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases.

47. Relé de tensión para secuencia de fase.

48. Relé de secuencia incompleta.

49. Relé térmico para máquina.

50. Relé instantáneo de sobre intensidad o de velocidad de aumento de intensidad.

51. Relé de sobreintensidad temporizado.

52. Interruptor de corriente alterna.

53. Relé de la excitatriz o del generador de corriente continua.

54. Reservado para aplicaciones futuras.

55. Relé de factor de potencia.

56. Relé de aplicación del campo.

57. Dispositivo de cortocircuito o de puesta a tierra.

58. Relé de fallo de rectificador de potencia.

59. Relé de sobretensión.

60. Relé de equilibrio de tensión.

61. Relé de parada o apertura temporizada.

62. Reservado para aplicaciones futuras.

63. Relé de presión de gas, líquido o vacío.

64. Relé de protección de tierra.

65. Regulador mecánico.

66. Relé de pasos.

67. Relé direccional de sobreintensidad de corriente alterna

68. Relé de bloqueo.

69. Dispositivo de supervisión y control.

70. Reóstato.
71. Relé de nivel líquido o gaseoso.
72. Interruptor de corriente continua
73. Contactor de resistencia de carga.
74. Relé de alarma.
75. Mecanismo de cambio de posición.
76. Relé de sobreintensidad de corriente continua
77. Transmisor de impulsos.
78. Relé de medio de ángulo de desfase o de protección de salida de paralelo.
79. Relé de reenganche de corriente alterna.
80. Relé de flujo líquido o gaseoso.
81. Relé de frecuencia.
82. Relé de reenganche de corriente continua
83. Relé de selección o transferencia del control automático.
84. Mecanismo de accionamiento.
85. Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto.
86. Relé de enclavamiento.
87. Relé de protección diferencial.
88. Motor o grupo motor generador auxiliar.
89. Desconectador de línea.
90. Dispositivo de regulación.
91. Relé direccional de tensión.
92. Relé direccional de tensión y potencia.
93. Contador de cambio de campo.
94. Relé de disparo o disparo libre.
95. Reservado para aplicaciones especiales.
96. Reservado para aplicaciones especiales.
97. Reservado para aplicaciones especiales.
98. Reservado para aplicaciones especiales.
99. Reservado para aplicaciones especiales.

Clasificación de los Relevadores.

1.-Relevadores de Proteccion.
2.-Relevadores de monitoreo, anunciadores y verificadores y reguladores
3.-Relevadores de recierre

4.-Relevadores de sincronia
5. protecciones y alamrmas a trnaformador

Relevadores de protección: detectan líneas defectuosas, aparatos defectuosos u otras condiciones no tolerables o peligrosas. Estos relevadores generalmente disparan uno o mas interruptores, aunque también pueden activar una alarma.

PROTECCION.

R-21 DE DISTANCIA

R-50 INSTANTANEÁ DE SOBRECARGA

R-50T SOBRECARGA INSTANTÁNEA, AL NEUTRO DE BANCOS POR EL DEVANADO SECUNDARIO

R-50TT SOBRECARGA INSTANTÁNEA, AL NEUTRO DE BANCOS POR EL

DEVANADO PRIMARIO

R-50FI PARA FALLA INTERRUPTOR

R-51 SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO

R-51T SOBRCORRIENTE DE TIEMPO INVERSO AL NEUTRO DE BANCOS POR DEVANADO SECUNDARIO

R-51TT SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO AL NEUTRO DE BANCOS POR DEVANADO PRIMARIO

R-59 SOBRE VOLTAJE POR DESVALANCEO DE FASES

R-63 DE PRESIÓN (DE LIQUIDO DE GAS O DE VACIO-BUCHOOLZ)

R-67 DE SOBRECORRIENTE ALTERNA DIRECCIONAL

R-68 DE BLOQUEO CONTRA ASCILACIONES

R-87 DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL

R-87B DIFERENCIAL DE BARRAS

R-87C DIFERENCIAL DE COMPARACIÓN DE FASES

R-87G DIFERENCIAL DE GENERADOR

R-87H DIFERENCIAL DE HILO PILOTO

R-87L DIFERENCIAL DE LINEA

R-87T DIFERENCIAL DE TRANSFORMADORES

R-87FO DIFERENCIAL DE FIBRA OPTICA

Relevadores de monitoreo: verifican las condiciones en el sistema de potencia o de protección. Estos relevadores incluyen detectores de falla, unidades de alarma, verificación de sincronía enfasamiento. Las condiciones del sistema de potencia que no involucren apertura de interruptores durante las fallas, pueden ser monitoreadas por relevadores de verificación.

ANUNCIADORES

R-30 CUADRO DE ALARMAS DE SEÑALIZACIÓN LUMINOSA SONORA (PANALARM)
R-30,50 OPERACIÓN DE UNIDAD INSTANTÁNEA DE SOBRECORRIENTE EN ALIMANTADORES
R-30.51 OPERACIÓN DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE EN ALIMENTADORES
R-49 ALTA TEMPERATURA DE DEVANADO
R-74 DE ALARMA SONORA (PBA)

VERIFICADORES

R-23 DISPOSITIVO REGULADOR DE TEMPERATURA
R-27 DE BAJO VOLTAJE O NO VOLTAJE
R-28 DETECTOR DE FLAMA
R-59 DE SOBRETENSION (BANCOS DE CAPACITORES)
R-81 DE FRECUENCIA
R-83 AUTOMATICO DE TRANSFERENCIA O DE CONTROL SELECTIVO

REGULADORES

R-48 DE SECUENCIA INCOMPLETA (GENERADOR CAMBIADOR DE TAPS)
R-84 MECANISMO DE OPERACIÓN
R-90 DISPOSITIVO DE REGULACIÓN

Relevadores de recierre: Establecen una secuencia de cierre para un interruptor de circuito después de que ha sido disparado por un relevador de protección.

Relevadores auxiliares: operan en respuesta a la apertura o cierra del circuito de operación para alimentar a otro relevador o dispositivo. Estas unidades incluyen temporizadores, relevadores de contactos múltiples, unidades de sellado, relevadores de aislamiento, relevadores de seguridad, relevadores de cierre, y relevadores de disparo.

AUXILIARES

R-62 DE DISPARO O APERTURA CON RETARDO
R-79 RECIERRE DE C.A.
R-89 RECEPTOR PARA ONDA PORTADORA O PARA HILO PILOTO (BLU)
R-86 AUXILIAR DE RESPALDO Y DE BLOQUEO DIFINITIVO, SU REPOSICIÓN PUEDE SER MANUAL (HEA) O ELÉCTRICO (PSU)
R-86B AUXULIAR DE DISPARO EN PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
R-86H AUXILIAR DE DISPARO EN PROTECCCIÓN DIFERENCIAL POR HILO PILOTO
R-86R AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN DE RESPALDO
R-86X AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA
R-86Y AUXILIAR DE CIERRE DE INTERRUPTORES DE BANCOS DE
RESERVA POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA
R-86,63 AUXILIAR DE DISPARO BUCHHOLZ
R-86,81 AUXILIAR DE DISPARO POR PROTECCIÓN DE BAJA
FRECUENCIA
R-94 AUXILIAR DE DISPARO O DISPARO LIBRE
APX AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA
ARX AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN DE RESPALDO

Relevadores de sincronia: aseguran que existan las condiciones apropiadas para interconectar dos secciones de un sistema de potencia.

PROTECCIONES Y ALARMAS DEL TRANSFORMADOR

50TT RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE ALTA TENSIÓN
51T RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE BAJA TENSIÓN
50,1,2,3 RELEVADOR DE SOBRE CORRIENTE DE TIERRA INSTANTÁNEO DE SOBRECORRIENTE
51 RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE C.A. CON TIEMPO
63 RELEVADOR DE PRESIÓN BUCHHOLZ
87 RELEVADOR DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL
67 RELEVADOR DE DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE C.A.

Cuadros de Alarmas

Cuadros de alarmas

A continuación se presenta unos cuadros de alarmas, que son visualizados en el control supervisorio por ejemplo cuando cae una alarma debido a que ocurre un disparo de un circuito, proporcionándole información de los dispositivos que operaron y que se imprimen como respaldo.

A continuación se muestran unas figuras de diagramas unifilares y cuadros de alarmas de dichas subestaciones que son visualizadas en el control supervisorio en los niveles de voltaje de 115 kV (fig. A.1y A.2) y 69 kV ( fig A.3.A4.a y A.4b)

Figura A.1 Diagrama unifilar de una subestación de 115 kV.

Figura A.2 Cuadro de alarmas de una subestación de 115 kV

Figura A.3 Diagrama unifilar de una subestación de 69 kV

Figura A.4a Cuadro de alarmas de una subestación de 69 kV.

Figura A.4b Cuadro de alarmas de una subestación de 69 kV..

Nomenclatura. del Nivel del Voltaje

Nomenclatura.

Para la segura y adecuada operación, es necesario identificar los equipos por su nomenclatura, los niveles de voltaje de una subestación, el cual es parte fundamental para el inicio de maniobras y el retiro de las mismas ya que el articulo IX.2 del reglamento nacional de operación nos dice que: “será obligatorio el uso de la nomenclatura en la operación”

Las tensiones de operación (niveles de voltajes) se identificaran por la siguiente tabla de colores. Este código de colores se aplicará en tableros mímicos, dibujos, diagramas unifilares y monitores de TV. según consta en el articulo IX.4.

Tensión Color

400Kv azul

230kv amarillo

de 161 kv hasta 138 kv verde

de 115 kv hasta 60 kv morado magenta

de 44 kv hasta 13.2 kv blanco

menor de 13.8 kv naranja

El articulo IX.8 nos dice que la identificación del equipo de una instalación determinada, se hará con cinco dígitos. Como única excepción y sujeto a revisiones posteriores, los alimentadores de distribución ( radiales ) en 34.5 kv y voltajes inferiores conservaran la nomenclatura de cuatro dígitos en las instalaciones.

El orden que ocuparan de acuerdo a su función los dígitos, se harán de izquierda a derecha. Según como consta el articulo IX.9 del reglamento para la operación.

Primero.- Tensión de operación

Segundo.- Tipo de equipo

Tercero.- numero asignado al equipo al equipo (las combinaciones que resulten)

Cuarto.- para el tercer digito, combinando del 0 al 9 del cuarto digito.

Quinto.- tipo de dispositivo

Primer dígito.

Las tensiones de operación (voltajes) se identificaran por la siguiente tabla y esta definido por el primer carácter alfanumérico, según consta en el articulo IX.10

Tensión Número

0.00-2.40 1

2.41-4.16 2

4.17-6.99 3

7.00-16.50 4

16.60-44.00 5

44.10-70.00 6

70.10-115.00 7

115.10-161.00 8

161.00-230.00 9

230.10-499.00 A

500.00-700.00 B

Segundo dígito.

El tipo de equipo está definido por el segundo carácter numérico de acuerdo a la siguiente tabla, según consta en el articulo IX.11.

Numero Equipo

1 Generador-Transformador

2 Transformador

3 Líneas o alimentadores

4 Reactores

5 Capacitores

6 Equipo especial

7 Esquema de interruptor de trasferencia

8 Esquema de interruptor y medio

9 Esquema de interruptor de amare de barras

0 Esquema de doble interruptor lado barras 2

Tercer y cuarto dígito.

Es el número asignado al equipo el cual está conformado por tercer y cuarto carácter que definen al número económico de que se trate y su combinación permite tener del 00 al 99. según consta en el articulo IX.12.

Quinto dígito.

Tipo de dispositivo para identificarlo se usa el quinto carácter numérico que especifica el tipo de dispositivo de que se trata.

Numero Tipo de dispositivo

1 Interruptor

2 Bus 1

3 Bus 2

4 Cuchillas adicionales

5 Cuchillas fusibles

6 Interruptor de gabinete blindado

7 Cuchillas de enlace

8 Cuchillas de tierra

9 Cuchillas de transferencia

0 Cuchillas lado equipo

Ejemplo 1: 73540

Primer digito: corresponde al nivel de voltaje (115 Kv)

Segundo digito: corresponde al tipo de equipo (línea de subtransmisión)

Tercer y cuarto digito: corresponde al numero asignado al equipo (54)

Quinto digito: corresponde al tipo dispositivo (interruptor)

Ejemplo 2: 4021

Primer digito: corresponde al nivel de voltaje (13.8 Kv)

Segundo y tercer digito: corresponde al numero asignado al equipo (02)

Cuarto digito: corresponde al tipo dispositivo (interruptor)

3.5 PERIFÈRICOS

a) Pantalla de video (monitor)

En esta se muestra toda la información que maneja el sistema, resumen de sistema, diagramas unifilares, paginas de alarmas y paginas de valores análogos.

b) Impresoras.

Es la que reporta todos los eventos que ocurran en el sistema automáticamente, estos eventos pueden ser, alarmas de estados, alarmas de valores análogos, selección de controles, inicialización del sistema, hora y fecha; también reporta todos los valores de medición automáticamente cada hora o a solicitud del operador por medio de la consola de control.

c) Consola de control.

Por medio de ésta se ejecutan todas las acciones que el sistema maneja; posicionar el cursor, seleccionar una pagina, selección y control de un mando (abrir, cerrar o anular selección), reconocimiento y cancelación de alarmas, obtención de un reporte de valores análogos, cancelación del reporte, anular la entrada de datos cuando estos han sido tecleados erróneamente, seleccionar directamente el resumen del sistema, activar o desactivar cualquier estación y actualizar la fecha y horario

d) Interfase hombre – máquina.

Para lograr una interfase efectiva hombre – máquina los sistemas han sido diseñados para responder rápidamente al operador y comunicar con el operador interactivamente.

La mayoría de la gente probablemente no piensa en una demora como en la interfase hombre – máquina, siendo normalmente un dispositivo deshumanizado que tiene un mantenimiento mínimo. Si el diseñador pierde la visión de esto es como tener un objeto. Ver figura 3.34 de los periféricos.

e) Hardware de la maestra.

Al principio del control supervisorio, para cada unidad remota de adquisición de datos, existía una maestra dedicada donde el operador podía interrogar o ejecutar acciones de control sobre la remota. Como la tecnología mejoró y las funciones del supervisorio llegaron a ser más complejas, una estación maestra fue desarrollada para que pudiera interfasarse con una o más remotas, ejecutando en esencia las mismas funciones que la anterior con una unidad pero a menor costo y con mayor facilidad para el operador.

Los sistemas scada más comunes utilizan estaciones maestras basadas en computadoras y van desde configuraciones maestra – remotas a múltiples remotas con cientos de remotas conectadas a través de redes de comunicaciones complejas.

La siguiente descripción de la estación maestra tratará con el rango de escala de scada más pequeño. Sin embargo las funciones discutidas se aplicarán a todos los sistemas sin importar el tamaño. En los sistemas más pequeños, algunas de las funciones serán simplificadas o eliminadas ya sea por lo económico o por los requerimientos y los sistemas scada más grandes con aplicaciones de software avanzado proporcionarán muchas características adicionales no mencionadas aquí

Figura 3.34

Periféricos

3.4 UNIDAD TERMINAL MAESTRA (UTM).

Esta estación es la parte medular de un sistema de telecontrol, ya que por medio de ésta se obtiene toda la información que envían las diferentes UTR´S instaladas en las subestaciones telecontroladas, proporcionando al operador del telecontrol, un reflejo real del estado de los elementos telecontrolados instalados en las diferentes subestaciones. Genera reportes de todas las condiciones anormales que ocurran en cualquier subestación y de las acciones realizadas por el operador a través del teclado de la estación maestra, la cual se observa en la figura 3.6

Figura 3.6. UTM

Las funciones básicas que debe de ser capaz de ejecutar una estación maestra son las siguientes:
Generar imágenes visuales de la red eléctrica incluyendo todos los equipos a ser controlados mostrando su estado actual, así como las tensiones, megawatts, corrientes, etc.
Generar reportes, enlistados de medición, alarmas, etc. y gráficas.

El conjunto de los elementos descritos en los párrafos anteriores permiten la realización de las funciones de un sistema de supervisorio los cuales se resumen a continuación:
· Recolección y entrega total de datos.
· Transmisión de datos hacia y desde estaciones remotas.
· Almacenamiento de la información.
· Presentación clara y completa de la información para la supervisión.
· Establecimiento del control del sistema de potencia.
· Automatización de funciones vinculadas a la gestión.
· Ejecutar controles de apertura y cierre.
· Desplegar la información de cambio de estado o alarma con indicación visual y audible presentándola al operador en forma apropiada en pantalla.
· Indicación visual y bloqueo de control para puntos de libranza.
· Señalización de “abierto – cerrado en transición”en la operación de cuchillas y válvulas motorizadas.
· Adquisición de señales analógicas.

Posicionar puntos. Con esta función será posible tener el control de generación en centrales hidroeléctricas que se tengan automatizadas.
Todo esto se lleva a cabo a través de los diferentes dispositivos interconectados como se observa en la siguiente. figura 3.7.

Figura 3.7. Unidad Terminal Maestra

3.3 UNIDAD TERMINAL REMOTA (UTR).

3.3 UNIDAD TERMINAL REMOTA (UTR).

Para poder telecontrolar el sistema eléctrico, se requiere tener acceso a sus parámetros de operación y a los elementos que permitan controlarlo. En este trabajo, los sitios de interés son principalmente; las subestaciones eléctricas de distribución.

En cada uno de estos sitios se instala una estación remota para poder conectar centralmente los elementos necesarios para la supervisión y el control de éstos.

Estas UTR´S van alojadas, generalmente, en un gabinete a prueba de agua y se utilizan para telecontrolar los diferentes equipos que se operan a través del telecontrol. Las unidades terminales remotas realizan su trabajo de supervisión y control por medio de diferentes tarjetas, las cuales están interconectadas por medio de un bus principal, tal como se observa en el siguiente diagrama a bloques. (ver Figura 3.4).

Figura 3.4. Diagrama a bloques de la unidad terminar remota

Funciones básicas de la terminal remota.

Las unidades terminales remotas (mostradas en las figuras 3.5 y 3.6), deberán ser capaces de procesar la información recibida de los equipos instalados en campo y enviarla a la estación central cuando sea requerida, así como también de ejecutar las ordenes transmitidas por la estación maestra.

Recoger, analizar y almacenar los datos recibidos del proces
Preparar los datos para su transmisión al centro de control de acuerdo con prioridades y criterios de seguridad prefijados.
Recibir, verificar y ejecutar instrucciones del centro de control.
Transmitir y recibir datos hacia y desde el centro de control bajo un protocolo de transmisión predefinido.

Figura 3.5. UTR (Fuente de alimentación y tarjetas de control).

3.2 TABLEROS DUPLEX

3.2 TABLEROS DUPLEX

Es el conjunto de gabinetes modulares utilizados para instalar los diferentes equipos de medición, protección y mecanismos de control de la subestación, además tiene instalados los sistemas de mandos para efectuar las diferentes maniobras de control de una subestación cuando sea necesario en forma manual. Mostrado en las figuras 3.2 y 3.3

Generalmente se instalan los elementos en el tablero duplex:

Relevadores de protección
Cuadro de alarmas
Conmutadores de control
Conmutadores de medición
Equipos de medición
Equipo de control supervisorio
Mecanismos de control de interruptores
Señalización de estado de los interruptores

Figura 3.2. Tablero duplex vista frontal

Figura 3.3. Tablero duplex vista posterior

También los tableros duplex de una subestación, tienen por objeto soportar los aparatos de control, medición, protección, diagrama unifilar mímico y los diferentes indicadores luminosos que representan el estados de los equipos de una subestación, normalmente en la parte frontal se colocan los equipos de medición y control y la parte posterior para la protección.

domingo, 22 de enero de 2012

3.DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL

3.1 GABINETE DE RELEVADORES DE INTERFASE (GRI)

El gabinete de interfase está diseñado para realizar el acoplamiento de señales entre la estación remota y los equipos telecontrolados de la subestación, tal como banco de transformación, interruptores, TC’s, TP’s, etc. El gabinete de interfase cuenta con una sección de relees de interposición con el objeto de proporcionar una separación galvánica entre el equipo electrónico de la terminal remota y el equipo de la subestación, también cuenta con una sección de transductores de potencia, corriente y voltaje, que hace posible que se obtengan las mediciones de los diferentes circuitos, del mismo modo también cuenta con sus blocks de prueba correspondientes, de manera de que cuando se les quiera dar un mantenimiento, estos se puedan aislar sin problemas. Como se muestra en la figura 3.1

Figura 3.1 Gabinete de relevadores de interfase.

TRANSFORMADOR DE SERVICIOS PROPIOS

RANSFORMADOR DE SERVICIOS PROPIOS

Es la fuente de energía de corriente alterna para todo equipo existente en la subestación. Su capacidad puede variar de acuerdo a la tensión de alimentación, pero el más común para el transformador de servicio propio es de 13.8 kv / 220-127 volts. Son utilizados para alimentar alumbrado externo, interno (caseta de control), área perimetral de la subestación, resistencias calefactoras, motores, ventiladores del transformador de potencia, cargador de baterías, éste se observa en la figura 1.

Figura 1.Transformador de servicios propios

BANCO DE CAPACITORES

Este se compone de un interruptor, el cual esta telecontrolado y con ello se conecta y desconecta el banco de capacitores. Como lo muestra figura 1.

Figura 1. Interruptor y banco de capacitores

POR EJEMPLO Este puede tener las siguientes especificaciones:

Interruptor en aceite, monofásico, tensión nominal 2,40Q-14,400 V, corriente nominal 200 A, capacidad interruptiva de: corriente capacitiva 150 A, corriente inductiva (75 % al 100% FP) 200 A, corriente inductiva (50% a 75% FP) 100 A, corriente inductiva (menos de 50% FP) 50 A; características dieléctricas de aislamiento: de baja frecuencia en seco (60 Hz, 1 minuto) 35,000 V, de baja frecuencia en húmedo (60 Hz, lO secundas) 30,000 V, nivel básico de aislamiento al impulso (onda de 1.2 por 50 microsegundos) 95,000 V; corriente momentánea simétrica: en 10 segundos 1,800 A, en 1 segundo 6,000 A; control remoto de cierre y apertura mediante motor de CA, 115 V, 60 Hz, o bobina de electroimán, 115 V, 60 Hz, montaje de tres para operar en grupo, sobre herrajes de acero galvanizado, fijado al bastidor del banco de capacitores.

Banco de capacitores de 900 KVAR, formados por tres unidades de 300 kVAR cada una por fase, tensión entre fases 13.8 kV, tensión entre terminales por unidad 7.96 kV, nivel básico de aislamiento al impulso 95 kV, conexión del banco estrella neutro flotante, recipiente de acero inoxidable, 60 Hz, montaje en poste con estructura de acero galvanizado, tipo fijo.

CUCHILLAS MOTORIZADAS

CUCHILLAS MOTORIZADAS

Cuchillas motorizadas: son dispositivos cuya función consiste en conectar y desconectar un equipo sin carga, mediante un motor eléctrico, el cual esta telecontrolado, al recibir la señal de telecontrol éste acciona un eje vertical y a su vez mueva unos engranes y esto a su vez muevan la cuchilla para abrirla o cerrarla. Estas cuchillas pueden ser abiertas o cerradas según a conveniencia de los casos mediante control remoto y local ver figura 1.

Figura 1. Cuchillas motorizadas

RESTAURADORES

RESTAURADORES

Es un dispositivo electromecánico habilitado para sensibilizar e interrumpir, en determinado tiempo, sobrecorrientes en un circuito debidas a la eventualidad de una falla, así como hacer recierres automáticamente y reenergizar el circuito (ver figura 1). En caso de persistir la falla, vuelve a abrir, recerrando nuevamente.

Figura 1. Restaurador

Esta secuencia de operación se lleva a cabo hasta 4 operaciones de apertura al final de las cuales quedará bloqueado. La secuencia realiza dos importantes funciones:

· Prueba la línea para determinar si la condición de falla ha desaparecido.

· Discrimina las fallas temporales de las permanentes.