T E S I S

T E S I S
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
FACULTAD DE INGENIERÍA
“MANUAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA
RED ELÉCTRICA EN MEDIA TENSIÓN DE CIUDAD
UNIVERSITARIA UNAM.”
TESIS
PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO ELÉCTRICO ELECTRÓNICO
PRESENTAN:
LÓPEZ RAMÍREZ JULIO CÉSAR
NERIA MARTÍNEZ ADOLFO JONATHAN
ASESOR: ING. CORTEZ MONDRAGÓN ALBERTO
MÉXICO, D.F. JULIO 2015
Agradecimientos:
Dedico este título con un gran aprecio a todas las personas que siempre estuvieron al pendiente de
mi carrera pero en particular a esas personas tan especiales:
A mi madre Esther Ramírez Jiménez que siempre estuvo al pendiente de mí y por el gran apoyo
que siempre obtuve de su parte, la paciencia que me brindaste a lo largo de todo este tiempo para que al final
obtuviera este título, por esa razón dedico gran parte de este logro hacia ti, por todo lo anterior gracias
Madre.
A mis padrinos Esmeralda Isabel Córdoba y Fernando Ramírez Jiménez por su preocupación
por mi título y esos grandes momentos que me aguantaron en el estadio olímpico universitario apoyado en
todo momento a los Pumas en las buenas y en las malas.
A mis tíos Celia Ramírez Jiménez, Alberto Ramírez Jiménez, Guadalupe Ramos, Francisco
Valle (Q.E.P.D.)
A mis primos Fernando, Héctor, Juan, Francisco, Alejandra, Elizabeth.
A esta gran institución que es la UNAM que gracias a ella he empezado a lograr cosas
grandiosas.
Melkor
Agradecimientos:
El primer agradecimiento que quiero hacer es para ti, que en todo momento has estado conmigo, ya sea mala o buena
la situación que se me presente nunca me has abandonado y es por ese respaldo que me das que he podido cumplir mis
objetivos no importando el plazo sin ti nunca lograría ninguna de mis metas, “GRACIAS DIOS”.
A mi madre Ana Luisa Martínez que has dado todo por mí y mis hermanos, que siempre me motivas y porque no
decirlo, me inspiras; con tu amor, pasión y el cuidado que brindas a tu familia. Gracias madre sin tu apoyo nunca hubiese
podido obtener lo que ahora estoy logrando.
A mi abuelita María de Jesús, que ha sido como una segunda madre gracias por apoyarme y apoyar a mi madre
para poder llevarnos en el buen camino.
A mi esposa Nancy Aguilar, que me ha sabido apoyar en todo momento y que día con día ayuda a reforzar el amor
que siento por ella. Creo hasta el momento que no hubo mejor mujer que tuviera como esposa, te amo.
Y no puedo olvidar en mis agradecimientos a mis hermanos que han sabido respetar el esfuerzo de mi madre. Doy
gracias a mi padre Juan Manuel en haber puesto su granito de arena para darme la vida.
Ing. Alberto Cortez, no sé cómo agradecerle el apoyo incondicional que nos brindó en nuestro desarrollo
profesional, espero que las nuevas generaciones de ingenieros puedan aprovechar lo que en su momento yo aproveche tanto
en la materia que me impartió como la amistad que sabe brindar, gracias.
Gracias UNAM por ser la mejor universidad que puede haber en este país, y por los mejores profesores con los
que cuentas que se interesan en enseñar solo lo mejor.
Y por último y no menos importante, gracias Julio “Melkor”, por ser mi compañero en este último paso de mi
carrera profesional.
Adolfo Jonathan
Índice
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................................... 8
1.
2.
I.
OBJETIVO ..................................................................................................................................................... 8
II.
BREVE HISTORIA DE CIUDAD UNIVERSITARIA UNAM ........................................................................................ 9
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEOS ................................................................................... 11
1.1.
TENSIÓN DEL SISTEMA ............................................................................................................................. 12
1.2.
CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN....................................................................................... 13
1.2.1.
Sistema de distribución radial ........................................................................................................... 13
1.2.2.
Sistema de distribución en anillo ...................................................................................................... 15
ELEMENTOS QUE INTEGRAN UNA SUBEST ACIÓN ELÉCT RICA ........................................................... 22
2.1.
TRANSFORMADOR. .................................................................................................................................. 22
2.1.1.
Parte activa. ...................................................................................................................................... 22
2.1.2.
Parte pasiva. ..................................................................................................................................... 23
2.1.3.
Accesorios. ....................................................................................................................................... 23
2.2.
INTERRUPTOR. ........................................................................................................................................ 24
2.2.1.
Parte activa. ..................................................................................................................................... 24
2.2.2.
Parte Pasiva. ..................................................................................................................................... 24
2.2.3.
Accesorios. ....................................................................................................................................... 24
2.2.4.
Interruptor en hexafluoruro de azufre ............................................................................................... 25
2.3.
CUCHILLAS. ............................................................................................................................................ 25
2.3.1.
Base. ................................................................................................................................................. 25
2.3.2.
Aisladores. ........................................................................................................................................ 26
2.3.3.
Cuchilla. ............................................................................................................................................ 26
2.3.4.
Operación. ......................................................................................................................................... 26
2.4.
APARTARRAYOS. ..................................................................................................................................... 26
2.5.
TABLEROS. ............................................................................................................................................. 27
2.5.1.
Tableros i-line. .................................................................................................................................. 28
2.5.2.
Tableros autosoportados. ................................................................................................................. 28
2.6.
TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN. ............................................................................................ 28
2.6.1.
Transformadores de corriente. .......................................................................................................... 28
2.6.2.
Transformadores de potencial. ......................................................................................................... 29
2.7.
EQUIPO DE MEDICIÓN. ............................................................................................................................. 29
2.7.1.
Sistema de medición local. ............................................................................................................ 30
2.7.2.
Sistema de medición remoto. ........................................................................................................... 30
2.7.3.
Sistema mixto. ................................................................................................................................. 31
2.8.
CONECTORES. ........................................................................................................................................ 31
2.8.1.
Conectores atornillados. .................................................................................................................. 31
2.8.2.
Conectores a presión. ....................................................................................................................... 31
2.8.3.
Conectores soldados (cadweld). ...................................................................................................... 31
2.9.
SISTEMAS DE TIERRAS. ............................................................................................................................ 31
2.9.1.
3.
Sistema radial. ................................................................................................................................. 32
2.9.2.
Sistema de anillo. ........................................................................................................................ 32
2.9.3.
Sistema de malla. ............................................................................................................................ 32
2.9.4.
Neutro corrido. .................................................................................................................................. 33
EQUIPO PRINCIPAL DE LA RED ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE LA RED DE CU ....................... 34
3.1.
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA PRINCIPAL (EQUIPO ORMAZABAL) ...................................................................... 34
3.1.1.
Interruptor de potencia ................................................................................................................... 34
3.1.2.
Transformador de servicio............................................................................................................. 36
3.2.
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DERIVADA ........................................................................................................ 37
3.2.1.
Transformador ................................................................................................................................ 37
3.2.2.
Equipo de seccionamiento ............................................................................................................ 38
3.2.3.
Tableros de baja tensión ................................................................................................................ 39
3.3.
CABLE DE MEDIA TENSIÓN ........................................................................................................................ 40
4.
SEGURIDAD ................................................................................................................................................ 43
4.1.
5.
PELIGROS EN PRESENCIA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. .............................................................................. 43
4.1.1.
Corto Circuito .................................................................................................................................. 43
4.1.2.
Arco eléctrico (arc flash) ................................................................................................................ 44
4.1.3.
Límites de aproximación ................................................................................................................ 45
4.1.4.
Energía incidente en un arco eléctrico ......................................................................................... 51
LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN PERSONAL (EPP) .............................................................................. 54
5.1.
TRAJES CONTRA ARCO. ........................................................................................................................... 54
5.2.
PROTECCIÓN DE LA CARA. ....................................................................................................................... 55
5.3.
PROTECCIÓN PARA LA CABEZA. ............................................................................................................... 55
5.4.
PROTECCIÓN DE LAS MANOS. .................................................................................................................. 56
5.5.
PROTECCIÓN DE LOS PIES. ...................................................................................................................... 56
5.6.
CUIDADO Y MANTENIMIENTO DE ROPA Y TRAJES DE ARCO. ........................................................................ 57
5.7.
HERRAMIENTAS DE SEGURIDAD ................................................................................................................ 57
5.7.1.
Extensiones aisladas. ..................................................................................................................... 57
5.7.2.
Puesta a tierra de protección temporal de equipos. ................................................................... 59
5.7.3.
Tarimas aislantes ............................................................................................................................ 60
5.7.4.
Detector de voltaje .......................................................................................................................... 60
5.8.
SEÑALES Y MEDIDAS DE SEGURIDAD ........................................................................................................ 60
5.8.1.
Señales de aviso ............................................................................................................................. 61
5.8.2.
Primeros auxilios ............................................................................................................................ 61
5.8.3.
Extintor............................................................................................................................................. 62
6.
MANUAL DE OPERACIÓN ......................................................................................................................... 64
7.
MANUAL DE MANTENIMIENTO ................................................................................................................. 75
8.
CASO PARTICULAR DE UNA FALLA EN LA RED ELÉCTRICA DE CIUDAD UNIVERSITARIA ......... 106
9.
CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO ............................................................................................................ 113
9.1.
MÉTODO POR MVA’S ............................................................................................................................ 113
9.2.
SISTEMA EN POR UNIDAD ....................................................................................................................... 114
9.3.
COMPONENTES ASIMÉTRICAS................................................................................................................. 116
9.4.
IMPEDANCIAS DE SECUENCIA. ................................................................................................................ 119
9.5.
CÁLCULO DE FALLAS ............................................................................................................................. 120
9.5.1.
Falla monofásica ........................................................................................................................... 121
9.5.2.
Falla bifásica .................................................................................................................................. 122
9.5.3.
Falla bifásica a tierra ..................................................................................................................... 124
9.5.4.
Falla trifásica. ................................................................................................................................ 126
9.6.
MÉTODO DE BUS INFINITO ...................................................................................................................... 129
9.7.
CÁLCULO DE LOS NIVELES DE CORTO CIRCUITO EN EL ANILLO B .............................................................. 129
10.
CONCLUSIÓN ............................................................................................................................................ 139
ANEXO 1 .............................................................................................................................................................. 141
11.
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................................... 151
Introducción
Introducción
Con la construcción de ciudad universitaria UNAM en los años cincuenta la red eléctrica
cumplía completamente con todas las necesidades que se tenían en ese momento para poder cubrir
con la demanda de cargas instaladas adecuadamente, pero con el paso del tiempo esa demanda
de carga cambió de una manera considerable por lo cual se tuvo la necesidad de realizar un nuevo
proyecto que pudiera satisfacer esa nueva demanda con las condiciones diferentes a largo plazo, y
de cierta manera que al momento de presentarse una contingencia no hubiese afectaciones
considerables en el suministro eléctrico de la red en media tensión de ciudad universitaria UNAM.
Con los cambios realizados en la red eléctrica de ciudad universitaria, esta se volvió un poco
más compleja en su operación y mantenimiento, esto a consecuencia del nuevo equipo que se
instaló a lo largo de las subestaciones por todo el campus de ciudad universitaria UNAM, la nueva
configuración con la que se construyó la nueva red es en forma de anillos, esto quiere decir, que es
un arreglo que está conformado por diferentes anillos instalados a lo largo del campus y que
suministran energía a todas las cargas instaladas que se presentan en el trayecto del anillo
correspondiente.
Con los nuevos cambios en la red eléctrica de media tensión de ciudad universitaria UNAM
surge una pregunta ¿el personal está capacitado para poder operar la red de una manera adecuada
sin presentar algún inconveniente de suma importancia? La respuesta a ello fue la creación de un
manual de operación y mantenimiento que cubriera todos los aspectos posibles de la manera más
adecuada, fácil de operar y sencilla de entender, en caso de que el personal que labore en la red
tenga que intervenir en ella, y tener la confianza de que se tendrán los procedimientos que
garanticen la seguridad del personal durante la intervención.
En los capítulos siguientes al lector se le va a proporcionar las herramientas adecuadas para
que tenga el conocimiento mínimo requerido que debe de tener al momento realizar una operación
en la red eléctrica de ciudad universitaria, como por ejemplo, el equipo de seguridad personal que
debe de portar, los peligros al que se enfrenta al momento de intervenir en un equipo energizado,
la manera adecuada de operación del equipo instalado, los procedimientos correctos de los
diferentes casos de mantenimiento a la red eléctrica de ciudad universitaria, por último se hace el
estudio de corto circuito para ver los niveles de corrientes y hacer la adecuada coordinación de
protecciones.
A manera de reflexión una persona que va intervenir en cualquier subestación debe de tener
todos los sentidos alerta en todo momento requerido a que nunca se sabe cuándo va a ocurrirá un
incidente y cualquier mínima distracción puede marcar la diferencia, debe de tener más que claro
su función a realizar y lo más importante de proteger su seguridad personal con el equipo de
protección personal adecuado y en buen estado.
i.
Objetivo
El presente documento tiene la finalidad de presentar un manual de operación y mantenimiento
de la nueva red eléctrica de ciudad universitaria UNAM. En este manual se pretende recopilar los
criterios generales que se deben considerar para garantizar la correcta operación del sistema de
Página 8
Introducción
distribución eléctrica en media tensión.
Estos procedimientos de operación de la red de distribución de energía eléctrica abarcarán, al
menos, los siguientes aspectos:

Criterios de operación

Procedimiento de operación

Procedimiento de mantenimiento

Planes de emergencia.
Todo esto con la finalidad de que se le proporcione al operador las herramientas necesarias
en caso de haber una operación o mantenimiento del equipo instalado y así tenga la seguridad de
intervenir si se presenta una contingencia, de manera clara y sencilla de realizar por supuesto con
las medidas necesarias de protección personal.
ii.
Breve historia de ciudad universitaria UNAM
Los planes de construir una Ciudad Universitaria se remontan a 1929, cuando dos estudiantes
de arquitectura presentan como tesis, un proyecto de Ciudad Universitaria. La zona en la que
proyectaron su plan fue en Huipulco, también al sur de la Ciudad. Pero es hasta 1945, cuando por
decreto se formula y aprueba una ley “sobre la fundación y construcción de Ciudad Universitaria”.
Para la realización del plano en conjunto se llevó a cabo un concurso de ideas en la Escuela
Nacional de Arquitectura.
Es en 1949 cuando se inicia la construcción, sin embargo, se contaba con insuficiencia de
fondos, así que la Universidad sabiendo el interés del presidente Miguel Alemán por la construcción
de la misma, reorganiza el Patronato Universitario, nombrando presidente a Carlos Novoa, entonces
director del Banco de México, y como vocales a Eduardo Suárez y David Thierry. La posición de
estos personajes permitió mayor acercamiento con el presidente, quien procuró dotar a la
Universidad de los fondos necesarios para continuar la construcción.
Posterior a esto se creó la Dirección del Proyecto de Conjunto, a cargo de Carlos Lazo y Mario
Pani, que además de estar a cargo del proyecto maestro, se encargaron del proyecto en detalle de
los espacios libres entre los edificios, coordinando los trabajos de los arquitectos encargados de
proyectarlos hasta obtener el ajuste definitivo para lograr unidad y armonía en el conjunto.
La idea que explotaron fue la de lograr una fácil comunicación entre escuelas, y por lo tanto,
entre estudiantes, profesores e investigadores, de la misma manera planearon un Museo de Arte
(hoy MUCA) con el fin de dar a conocer el arte en México en todos los tiempos y para la exposiciones
temporales que se renovarían constantemente.
De esta manera Carlos Lazo con ayuda del Patronato Universitario, logra concretar cada uno
Página 9
Introducción
de los planes con economía, orden y rapidez, permitiendo que fuera terminada en menos de tres
años y que el 20 de noviembre de 1952 pudiera hacerse “la dedicación de la Ciudad Universitaria”,
ceremonia encabezada por Miguel Alemán.
En 1953 Nabor Carrillo se convierte en rector de la Universidad, los principales problemas a
los que se enfrentó fueron la terminación de los edificios junto con la infraestructura de apoyo,
transporte, vivienda y la ampliación del presupuesto para la mudanza de escuelas universitarias.
El lunes 22 de marzo de 1954, en una ceremonia en la Sala del Consejo Universitario en la
Torre de Rectoría, el presidente Ruíz Cortines inauguró los primeros cursos que se impartirían en
Ciudad Universitaria, con este acto hizo entrega a los universitarios de la Ciudad Universitaria.
Página 10
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
1. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEOS
Para poder operar el sistema es importante tener un conocimiento básico de cómo está
constituida la nueva red de distribución eléctrica de ciudad universitaria UNAM para tener un
panorama mejor en el momento de una intervención y poder operarla con la certeza y seguridad,
así se reducirá al máximo cualquier incidente que ponga en peligro al personal y al equipo instalado,
esto se puede ver más fácilmente en un diagrama unifilar (debidamente plasmado y actualizado) ya
que este facilita en gran manera la distribución en la que se encuentra la red eléctrica y así ubicar
el o los puntos específicos de una manera rápida.
El diseño que se estableció a lo largo de todo el campus de ciudad universitaria. UNAM fue un
sistema de distribución subterráneo con características particulares para las cuales se realizó un
estudio que cubriera todas las necesidades de carga actual y futura, y sobre todo que se tuviera un
sistema confiable y continuo.
Aunque el aspecto económico de los sistemas de distribución subterráneos es mayor que el
de los aéreos, se ha demostrado que estos proporcionan una mayor seguridad contra accidentes y
una mayor continuidad en el servicio, dado que se evitan muchas de las causas que propician
interrupciones en los sistemas de distribución aérea, tales como: contaminación de los aisladores,
ramas sobre las líneas, descargas atmosféricas, vandalismos, accidentes diversos y corrosión de
partes expuestas al medio ambiente.
Unos de los factores que se consideran con carácter de importantes en el diseño de un sistema
de distribución y de los cuales se hablará son: la tensión y la configuración del sistema.
SIMBOLOGÍA
Figura 1.1 Simbología
Página 11
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
1.1.
Tensión del sistema
La selección de la tensión es regida por varios factores. En general, para una caída de tensión
determinada, a mayor tensión, mayor es la energía eléctrica entregada. De otro modo, para una
cantidad determinada de energía distribuida, cuanto mayor sea la tensión, menor será el tamaño de
los conductores eléctricos requeridos.
Los parámetros a tener en cuenta cuando se selecciona una tensión y que los consumidores
puedan utilizar la energía eléctrica de una forma eficiente, el sistema, debe satisfacer algunos
requerimientos básicos como son:

Suministrar siempre la potencia que los consumidores necesitan.

Mantener una tensión nominal estable que no varíe más del ±10%.

Mantener una frecuencia estable que no varíe más de ±0.1 Hz.

Satisfacer las normas de seguridad.
Lo más apropiado para un sistema de distribución es ir a tensiones altas, argumentándose
principalmente las razones siguientes:

En sistemas con alta densidad de carga, el congestionamiento de alimentadores hace
difícil su instalación, operación y mantenimiento.

Las bajas tensiones requieren un mayor número de subestaciones y alimentadores para
una zona determinada.

A mayores tensiones se obtiene una mejor regulación y menores pérdidas para una
misma longitud de alimentadores y sección del conductor.

Existe limitación física en instalaciones actuales para acomodar el crecimiento futuro de
los sistemas con las tensiones utilizadas.

Los alimentadores tienen más capacidad a mayores tensiones.

A mayor tensión se incrementa la capacidad y el costo de los equipos, así, aunque las
instalaciones de alta tensión son más caras que las de baja tensión, tienen una
capacidad mucho mayor; por lo cual, solamente se justifican económicamente cuando
la actividad a la que se destina el consumo de energía permite obtener dividendos
mucho mayores a los gastos efectuados en la compra de grandes cantidades de
energía.
Las tensiones de distribución normalizadas actualmente en la república mexicana son de 13.8,
23 y 34.5 kV.
Página 12
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
En muchas ciudades y zonas rurales del país, la tensión de 13.8 kV, (según estudios
realizados), es la más económica y al mismo tiempo resulta adecuada para cubrir sus crecimientos
de carga por un largo tiempo.
En cambio en zonas de alta densidad de carga y de rápido crecimiento, los estudios realizados
al respecto indican que para estos casos una tensión del orden de 23 kV es la más adecuada.
1.2.
Configuración del sistema de distribución
Un sistema de distribución eléctrico comprende desde la acometida eléctrica por parte de la
compañía suministradora, subestación receptora, hasta llegar a la carga más lejana, en algunas
instalaciones también incluye de una o varias plantas de emergencia. Estos son elementos que
están diseñados para distribuir de forma correcta y en la medida de lo posible sin interrupciones la
energía eléctrica a todas las cargas instaladas.
El problema de la distribución es diseñar, construir, operar y mantener el sistema de
distribución que proporcionará el adecuado servicio eléctrico al área de carga a considerarse,
tomando en cuenta la mejor eficiencia en operación. Desafortunadamente, no cualquier tipo de
sistema de distribución puede ser empleado económicamente hablando en todas las áreas por la
diferencia en densidad de carga.
Para diferentes áreas de carga o incluso para diferentes partes de la misma área de carga, el
sistema de distribución más efectivo podría tomar diferentes formas. El sistema de distribución debe
proveer servicio con un mínimo de variaciones de tensión y el mínimo de interrupciones, debe ser
flexible para permitir expansiones en pequeños incrementos, así como para reconocer cambios en
las condiciones de carga con un mínimo de modificaciones y gastos. Esta flexibilidad permite
guardar la capacidad del sistema cercana a los requerimientos actuales de carga y por lo tanto
permite que el sistema use de manera más efectiva la infraestructura. Además y sobre todo elimina
la necesidad para predecir la localización y magnitudes de las cargas.
Los sistemas pueden ser por cableado aéreos o subterráneos, los conductores van a través
de trincheras o soportado por postes e incluso combinación de estos, en el caso de ciudad
universitaria existe un sistema subterráneo.
1.2.1. Sistema de distribución radial
Es aquel que cuenta con una trayectoria entre la fuente y la carga, proporcionando el servicio
de energía eléctrica.
Un sistema radial es aquel que tiene un simple camino sin regreso sobre el cual pasa la
corriente, parte desde una subestación y se distribuye por forma de “rama”, como se ve en la figura
1.2
Página 13
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
Figura 1.2 Configuración radial.
Página 14
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
Este tipo de sistema de distribución tiene como característica básica, el que está conectado a
un sólo juego de conductores.
Existen diferentes tipos de arreglo sobre este sistema, la elección del arreglo está sujeta a las
condiciones de la zona, demanda, confiabilidad de continuidad en el suministro de energía, costo
económico y perspectiva a largo plazo.
Este tipo de sistema, es el más simple y el más económico debido a que es el arreglo que
utiliza menor cantidad de equipo, sin embargo, tiene varias desventajas por su forma de operar entre
ellas están:
El mantenimiento de los interruptores se complica debido a que hay que dejar fuera parte de
la red.
Son los menos confiables ya que una falla sobre el alimentador primario principal afecta a la
carga.
Este tipo de sistemas es instalado de manera aérea y/o subterránea.
1.2.2. Sistema de distribución en anillo
Es aquel que cuenta con más de una trayectoria entre la fuente o fuentes y la carga para
proporcionar el servicio de energía eléctrica. Ver figura 1.3
Este sistema comienza en la estación central o subestación y hace un “ciclo” completo por el
área a abastecer y regresa al punto de donde partió. Lo cual provoca que el área sea abastecida de
ambos extremos, permitiendo aislar ciertas secciones en caso de alguna falla.
Este sistema es más utilizado para abastecer grandes masas de carga, desde pequeñas
plantas industriales, medianas o grandes construcciones comerciales donde es de gran importancia
la continuidad en el servicio.
Cualquier variante del sistema en anillo, normalmente provee de dos caminos de alimentación
a los transformadores de distribución o subestaciones secundarias. En general, la continuidad del
servicio y la regulación de tensión que ofrece este sistema son mejor que da el sistema radial. La
variación en la calidad del servicio que ofrecen ambos sistemas, depende de las formas particulares
en que se comparen.
Regularmente, el sistema anillo tiene un costo inicial mayor y puede tener más problemas de
crecimiento que el sistema radial, particularmente en las formas utilizadas para abastecer grandes
cargas. Esto es principalmente porque dos circuitos deben ponerse en marcha por cada nueva
subestación secundaria, para conectarla dentro del anillo.
A continuación, mostramos las ventajas en operación de este sistema:

Son los más confiables ya que cada carga en teoría se puede alimentar por dos
trayectorias.
Página 15
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
Figura 1.3 Sistema de distribución en anillo con operación radial.
Página 16
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos

Permiten la continuidad de servicio, aunque no exista el servicio en algún transformador
de línea.

Al salir de servicio cualquier circuito por motivo de una falla, se abren los dos
interruptores adyacentes, se cierran los interruptores de enlace y queda restablecido el
servicio instantáneamente. Si falla un transformador o una línea la carga se pasa al otro
transformador o línea o se reparte entre los dos adyacentes.

Si el mantenimiento se efectúa en uno de los interruptores normalmente cerrados, al
dejarlo desenergizado, el alimentador respectivo se transfiere al circuito vecino, previo
cierre automático del interruptor de amarre.
1.2.2.1.
Anillo abierto
Es aquel que cuenta con más de una trayectoria entre la fuente o fuentes y la carga para
proporcionar el servicio de energía eléctrica. Este sistema comienza en la estación central o
subestación y hace un “ciclo” completo por el área a abastecer y regresa al punto de donde partió.
Lo cual provoca que el área sea abastecida de ambos extremos, permitiendo aislar ciertas secciones
en caso de alguna falla. La única diferencia que tiene la estructura anillo abierto de la estructura
anillo es que en la estructura anillo abierto se cuenta con seccionador que se encuentra
normalmente abierto, dicho seccionador generalmente se encuentra en el punto medio de las cargas
a alimentar, es decir que de ambos lados del seccionador hay casi la misma capacidad instalada.
Ver figura 1.4.
1.2.2.2.
Anillo cerrado
El esquema de esta estructura es similar al anterior, y varía únicamente en que no existe un
punto normalmente abierto. Esta estructura tiene gran aplicación en zonas amplias; se desarrolla
en cable subterráneo por la facilidad que se tiene de incrementar la capacidad instalada
paulatinamente sin afectar la estructura fundamental. Ver figura 1.5.
En el caso de la red eléctrica de ciudad universitaria se encentran distribuidos diferentes anillos
de manera subterránea a lo largo del campus que dan suministro a todas las cargas instaladas, en
este caso se muestra a continuación el anillo B y C que será objeto de nuestro estudio el cual
tomaremos como referencia en su operación a manera de ejemplo y como el anillo B más adelante
como cálculo de corto circuito. Ver figura 1.6 y 1.7.
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Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
Figura 1.4 Anillo normalmente abierto con doble alimentación.
Página 18
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
Figura 1.5 Anillo normalmente cerrado
Página 19
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
ANILLO C
Figura 1.6 Anillo C
Página 20
Capítulo 1 Características de los sistemas de distribución subterráneos
ANILLO B
Figura 1.5 Anillo B
Página 21
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica
2. ELEMENTOS QUE INTEGRAN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA
Para poder operar el equipo dentro de una subestación es necesario tener el conocimiento
previo de cómo funciona cada uno de los equipos instalados ya que al momento de haber alguna
contingencia el operador identificara y atenderá de manera inmediata el problema que se
presenta, debido a que ciertos equipos tienen características diferentes de operación y no
operarlos como se debe podría resultar peligroso para el operador.
Se puede mencionar que todos los elementos de una subestación tienen una función
primordial y cada uno es indispensable de acuerdo a la ubicación que guarda dentro de la
instalación, sin embargo, es obvio conocer más a detalle aquellos elementos que por la función
que realizan resultan de mayor énfasis.
A continuación se mencionan los elementos que integran la red de eléctrica de ciudad
universitaria.
2.1.
Transformador.
El transformador es una máquina estática eléctrica, que por inducción electromagnética
transforma energía eléctrica, usualmente cambia los valores de tensión y corriente, manteniendo
constante la frecuencia. Un transformador es la parte más importante de una subestación eléctrica
por la función que representa de transferir la energía eléctrica de un circuito a otro que son por lo
general de diferente tensión y sólo están acoplados magnéticamente.
El transformador está formado por tres partes principales:
2.1.1. Parte activa.
Está formada por un conjunto de elementos separados del tanque principal que agrupa los
siguientes elementos:
2.1.1.1.
Núcleo.
Constituye el circuito magnético, que está fabricado en lámina de acero al silicio. El núcleo
puede ir unido a la tapa y levantarse con ella, o puede ir unido a la pared del tanque, lo cual
produce mayor resistencia durante las maniobras mecánicas de transporte.
2.1.1.2.
Bobinas.
Constituyen el circuito eléctrico, se fabrican utilizando alambre, solera de cobre o de aluminio.
Los devanados deben tener conductos de enfriamiento radiales y axiales que permitan fluir el aceite
y eliminar el calor generado en su interior. Además, deben tener apoyos y sujeciones suficientes
para soportar los esfuerzos mecánicos debidos a su propio peso, y sobre todo los de tipo
electromagnético que se producen durante los cortocircuitos.
2.1.1.3.
Bastidor.
Página 22
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica
Está formado por un conjunto de elementos estructurales que rodean el núcleo y las bobinas,
y cuya función es soportar los esfuerzos mecánicos y electromagnéticos que se desarrollan
durante la operación del transformador.
2.1.2. Parte pasiva.
Consta del tanque donde se aloja la parte activa; se utiliza en los transformadores cuya parte
activa va sumergida en aceite. El tanque debe ser hermético, soportar el vacío absoluto sin
presentar deformación permanente, proteger eléctrica y magnéticamente el transformador, ofrecer
puntos de apoyo para su transporte y su carga, soportar los enfriadores, bombas de aceite,
ventiladores y los accesorios especiales.
La base del tanque debe ser lo suficientemente reforzada para soportar las maniobras de
levantamiento durante la carga o descarga de éste. El tanque y los radiadores de un transformador
deben tener un área suficiente para disipar las pérdidas de energía desarrolladas dentro del
transformador.
A medida que la potencia de diseño de un transformador se hace crecer, el tanque y los
radiadores, por sí solos, no alcanzan a disipar el calor generado, por lo que en diseños de unidades
de alta potencia se hace necesario adicionar enfriadores, a través de los cuales se hace circular
aceite forzado por bombas, y se sopla aire sobre ellos, por medio de ventiladores. A este tipo de
eliminación térmica se le llama enfriamiento forzado.
2.1.3. Accesorios.
Los accesorios de un transformador son un conjunto de partes y dispositivos que auxilian
en la operación y facilitan las labores de mantenimiento. Entre estos elementos, algunos de los
cuales se observan en la siguiente figura, destacan los siguientes:
2.1.3.1.
Boquillas.
Son los aisladores terminales de las bobinas de alta y baja tensión que se utilizan para
atravesar el tanque o la tapa del transformador.
2.1.3.2.
Válvulas.
Es un conjunto de dispositivos que se utilizan para el llenado, vaciado, mantenimiento y
muestreo del aceite del transformador.
2.1.3.3.
Conectores de tierra.
Son piezas de cobre soldadas al tanque, donde se conecta el transformador a la red de tierra.
2.1.3.4.
Placa de datos.
Esta placa se instala en un lugar visible del transformador y en ella se graban los datos
más importantes como son potencia, tensión, por ciento de impedancia, número de serie,
diagramas vectorial y de conexiones, número de fases, frecuencia, elevación de temperatura, altura
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Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica
de operación sobre el nivel del mar, tipo de enfriamiento, por ciento de variación de tensión en
los diferentes pasos del cambiador de derivaciones, peso y año de fabricación.
2.2.
Interruptor.
Un interruptor consiste en un juego de contactos que se separan en gas o en aceite bajo la
influencia de un mecanismo acelerador puesto en operación al ocurrir una falla en el sistema, por
un solenoide excitado con un sistema eléctrico detector; el arco se extingue fundamentalmente
desplazándolo de tal manera que aumente su longitud enfriándolo para des ionizarlo y
sustituyendo los gases ionizados por fluidos no ionizados.
El interruptor es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un circuito
bajo carga en condiciones normales, y está en su función principal bajo condiciones de
cortocircuito. Sin embargo, el interruptor sirve para insertar o retirar de cualquier circuito
energizado máquinas, aparatos, líneas aéreas o cables.
El interruptor y el transformador son dispositivos importantes de una subestación eléctrica.
Su comportamiento determina el nivel de confiabilidad que se puede tener en un sistema eléctrico.
El interruptor debe ser capaz de interrumpir corrientes eléctricas de intensidades y factores
de potencia diferentes, pasando desde las corrientes capacitivas de varios cientos de amperes a las
inductivas de varias decenas de kiloamperes.
El interruptor está conformado por tres partes principales:
2.2.1. Parte activa.
Constituida por las cámaras de extinción que soportan los contactos fijos y el mecanismo
de operación que soporta los contactos móviles.
2.2.2. Parte Pasiva.
Está formada por una estructura que soporta uno o tres depósitos de aceite, en los que se aloja
la parte activa.
Es importante señalar que la parte pasiva desempeña las siguientes funciones:

Protege eléctrica y mecánicamente el interruptor.

Ofrece puntos para el levantamiento y transporte del interruptor, así como espacio para la
instalación de los accesorios.

Soporta los recipientes de aceite, si los hay, y el gabinete de control.
2.2.3. Accesorios.
En esta parte se consideran incluidas las siguientes partes:
Página 24
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica

Boquillas terminales.

Válvulas de llenado, descarga y muestreo del fluido aislante

Conectores de tierra

Placa de datos

Gabinete que contiene los dispositivos de control, protección, medición, accesorios como:
compresora, resorte, bobinas de cierre o de disparo, calefacción, etc.
Cabe señalar que de acuerdo con los elementos que intervienen en la apertura del arco de
las cámaras de extinción, ahora los interruptores contienen un gas lo que hace su reducción de
dimensiones.
2.2.4. Interruptor en hexafluoruro de azufre
Son aparatos cuyas cámaras de extinción operan dentro de hexafluoruro de azufre (SF 6), esto
hace más compactos y más durables los interruptores desde el punto de vista de mantenimiento.
Estos interruptores pueden ser de polos separados, cada fase en su tanque, o trifásicos de 115
hasta 800 kV y las capacidades de interrupción varían de acuerdo con el fabricante, llegando hasta
magnitudes de 80 kA.
Pueden librar fallas hasta en dos ciclos.
2.3.
Cuchillas.
Son dispositivos que sirven para conectar y desconectar di versas partes de una instalación
eléctrica, para efectuar maniobras de operación o bien para darles mantenimiento. Las cuchillas
pueden abrir circuitos con la tensión nominal pero nunca cuando esté fluyendo corriente a través
de ellas. Antes de abrir un juego de cuchillas siempre deberá tener el equipo de protección personal
adecuado y enseguida abrirse primero el interruptor correspondiente.
La diferencia entre un juego de cuchillas y un interruptor radica en que las cuchillas no pueden
abrir un circuito con corriente y el interruptor si puede abrir cualquier tipo de corriente, desde el
valor nominal hasta el valor de cortocircuito.
Las cuchillas están formadas por una base metálica de lámina galvanizada con un conector
para puesta a tierra, dos o tres columnas de aisladores que fijan el nivel básico de impulso, y
encima de éstos la cuchilla. La cuchilla está formada por una navaja o parte móvil y la parte fija,
que es una mordaza que recibe y presiona la parte móvil.
Ahora bien, los materiales utilizados en la fabricación de las cuchillas son los siguientes:
2.3.1. Base.
Se fabrica de lámina de acero galvanizado adecuado para poder soportar las demás partes
que lo conforman.
Página 25
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica
2.3.2. Aisladores.
Los aisladores deben ser de porcelana o material polimérico de acuerdo con la norma para el
diseño de aisladores.
La función de los aisladores es soportar el nivel de tensión y los esfuerzos mecánicos que se
producen en las cuchillas.
La distancia de fuga de los aisladores debe estar de acuerdo a lo establecido en la norma
IEC-62271-102, IEC-60694
2.3.3. Cuchilla.
Las cuchillas seccionadoras simples, cuchillas fusibles y cuchillas de operación con carga que
algunas veces se llaman interruptores en aire. Se entiende que las cuchillas fusible operan sólo sin
carga y con el corto circuito opera el fusible, en tanto que las cuchillas de operación con carga
pueden interrumpir las corrientes de carga con una cámara de extinción y las de corto circuito con
fusibles.
La cuchilla se puede fabricar de cobre o de aluminio según la contaminación predominante
en la zona de instalación.
Para el caso de las cuchillas en SF6 el principio es el mismo únicamente lo que hace el gas
SF6 sirve como medio aislante ayudando a reducir considerablemente el tamaño del equipo
instalado.
2.3.4. Operación.
Desde el punto de vista de maniobra, las cuchillas se pueden operar en forma individual o en
grupo. La operación en forma individual se efectúa cuando la tensión de operación es menor de 20
kV, se abren o cierran por medio de garrochas y el operador debe utilizar guantes protección
adecuado. Sin embargo la operación en grupo se efectúa para tensiones superiores a 20 kV y
puede ser por medio de un mecanismo de barras que interconectan los tres polos, moviéndolos
simultáneamente a través de una operación que puede ser en forma manual, para tensiones de
hasta 115 kV, o bien en forma motorizada por medio de energía eléctrica, hidráulica, neumática,
etc.
2.4.
Apartarrayos.
El Apartarrayos es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones contra
sobretensiones de tipo atmosférico o en una sobretensión de la red. Las ondas que se presentan
durante una descarga atmosférica viajan a la velocidad de la luz y dañan al equipo si no se tiene
protegido correctamente.
Apartarrayos de Oxido de Zinc (ZnO)
Este tipo de apartarrayo en condiciones normales de tensiones de línea con respecto a tierra
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Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica
conducen una poca corriente de fuga en miliampers, los cuales son tolerados en forma continua, y
por lo tanto hay una mínima pérdida de potencia asociada en su funcionamiento.
Figura 2.1 Partes que conforman un apartarrayos
Cuando se presenta la sobretensión la corriente que circula por el apartarrayos hace que la
resistencia de sus válvulas disminuya de manera drástica, por lo que se absorbe la corriente de
descarga, sin que aumente la tensión entre sus bornes.
Después de que la corriente de descarga disminuye, las resistencias de los óxidos metálicos
(ZnO) aumentan a su valor nominal, conduciendo de nuevo a tierra poca corriente (miliampers), lo
cual dice que la sobretensión se ha extinguido.
Las sobretensiones se pueden agrupar en las categorías siguientes:

Sobretensiones de impulso por rayo.
Son generadas por las descargas eléctricas en la atmósfera (Rayos); tienen una duración
del orden de decenas de microsegundos.

Sobretensiones de impulso por maniobra.
Son originadas por la operación de los interruptores. Producen ondas con frecuencia del
orden de 10 kHz y se amortiguan rápidamente, tienen una duración del orden de milisegundos.

Sobretensiones de baja frecuencia (60 Hz).
Se originan durante los rechazos de cargas en un sistema, por desequilibrio en una red o
corto circuito de fase a tierra. Tienen una duración del orden de algunos ciclos.
2.5.
Tableros.
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Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica
Los tableros de una subestación son una serie de dispositivos que tienen por objeto soportar
los aparatos de control, medición y protección, los indicadores luminosos y alarmas. Los tableros
pueden fabricarse con lámina de acero de 3 mm de grosor, o bien de plástico reforzado, y se montan
sobre bases formadas por acero estructural tipo canal de 100 mm de ancho, que van ancladas en
la base de concreto del cuarto de tableros.
Se emplean diversos tipos de tableros, dependiendo de la función que desempeñan y del
tamaño de la subestación, como se indica a continuación:
2.5.1. Tableros i-line.
Los tableros tipo i-line son los tableros de montaje en pared, ya sea sobrepuestos o
empotrados, que se caracterizan por tener un panel o platina en la que se montan las barras,
conectores, aislantes y demás elementos que permiten hacer la distribución eléctrica, permitiendo
acceso al gabinete sólo por la parte frontal.
2.5.2. Tableros autosoportados.
Los tableros tipo autosoportados son los tableros de montaje en piso, que se caracterizan por
tener una rígida estructura metálica sobre la que se instalan todos los elementos que permiten hacer
la distribución eléctrica. Pueden manejar mayor potencia que los tableros panel, por lo tanto, los
conductores que se conectan en este tablero son también de mayor tamaño, por lo mismo se
requiere con frecuencia que los tableros tengan acceso tanto por la parte frontal como posterior.
2.6.
Transformadores de instrumentación.
Se denominan transformadores de instrumentación los que se emplean para alimentación de
equipos de medición, control o protección. Los transformadores de instrumentación se dividen en
dos clases:

Transformadores de corriente.

Transformadores de potencial.
A continuación se describen las características más importantes de las dos clases de
transformadores de instrumento que existen.
2.6.1. Transformadores de corriente.
En las subestaciones de las redes eléctricas, resulta de gran importancia el uso de
transformadores de corriente, por la sencilla razón de que la energía que se maneja, se presenta
normalmente en grandes cantidades de corriente y de tensión, dichos equipos cubren las finalidades
siguientes:

Facilitar las mediciones de corriente elevadas en los circuitos principales, permitiendo el
empleo de instrumentos de medición de bajo alcance.

Obtener niveles de aislamiento y corrientes razonables para que los relevadores de
Página 28
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica
protección (diferencial, distancia, sobrecarga, tierra, etc.) e instrumentos de medición trabajen
a una base común de 5 amperes a la frecuencia industrial (60Hz).

Aislar eléctricamente los instrumentos de medición y relevadores de protección del circuito
principal, lo que permite la utilización de equipos de medición y de protección de baja
tensión en los circuitos principales de alta tensión (generadores, bancos de
transformadores, líneas de transmisión, cables subterráneos, banco de capacitores, etc.).

Lograr una buena protección para la seguridad de los operadores y equipos eléctricos
secundarios, contra las corrientes y tensiones elevadas, que normalmente se tienen en
los sistemas eléctricos.
Los transformadores de corriente que se utilizan en los sistemas de medición, deben estar
diseñados de tal manera que se sature el núcleo cuando circula una corriente de cortocircuito,
para no dañar a los instrumentos de medición, mientras que los transformadores de corriente que
tienen aplicación en los sistemas de protección, no debe saturarse el núcleo cuando circula una
corriente de cortocircuito como máximo de 20 veces la corriente nominal, para permitir que los
relevadores de protección operen de forma adecuada.
2.6.2. Transformadores de potencial.
Se denomina transformador de potencial a aquel cuya función principal es transformar los
valores de tensión sin tomar en cuenta a la corriente. Estos transformadores sirven para alimentar
instrumentos de medición, control o protección que requieran señal de voltaje.
Los transformadores de potencial se construyen con un devanado primario y otro
secundario; su capacidad es baja ya que se determina sumando las capacidades bajas de los
instrumentos de medición que se va a alimentar, y varía de 15 a 60 VA. Los aislamientos empleados
son de muy buena calidad y son por lo regular los mismos que se emplean en la fabricación de los
transformadores de corriente.
Se construyen para diferentes relaciones de transformación, pero la tensión en el devanado
secundario es normalmente 115 V, para sistemas trifásicos se conectan en cualquiera de las
conexiones trifásicas conocidas, según las necesidades técnicas.
2.7.
Equipo de medición.
Se entiende por medición de un red eléctrica, a la operación de un conjunto de diferentes
aparatos conectados a los secundarios de los transformadores de instrumentos de corriente y de
potencial, que miden las magnitudes de los diferentes parámetros eléctricos de las instalaciones
de alta y baja tensión, así como los dispositivos auxiliares de la subestación de que se trate. Los
aparatos de medición se colocan sobre los tableros, ya sea en forma sobrepuesta o acondicionados
en la superficie.
Si n embargo, en una red eléctrica es necesario conocer las siguientes magnitudes
eléctricas involucradas:
Página 29
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica

Corriente

Tensión

Frecuencia

Factor de Potencia

Energía
Para conocer las magnitudes antes descritas se utilizan los siguientes aparatos de medición
que pueden ser de lectura directa o de tipo graficador, según se requiera:

Amperímetro

Voltímetro

Frecuencímetro

Medidores de factor de potencia

Watthorímetros y varhorímetros
El sistema de medición de una subestación eléctrica puede ser de tres tipos: local, remoto
y mixto.
2.7.1. Sistema de medición local.
Es el más empleado en subestaciones operadas manualmente, y todos los aparatos de
medición se instalan sobre los tableros correspondientes dentro del cuarto de tableros principal.
2.7.2. Sistema de medición remoto.
Este método se utiliza para transmitir datos de medición de la instalación considerada al
centro de control del sistema. Debido a que el equipo de telecontrol no está diseñado para
operar con señales del orden de volts o amperes, se conectan estas señales a transductores
que las transforman en miliamperes. Los transductores convierten las señales de corriente alterna
de los transformadores de instrumento, en señales de corriente directa con valor máximo de
miliamperes, señales que ya pueden ser manipuladas por el equipo de telemedición que las envía
a la terminal de control supervisorio de la Unidad Terminal Remota (UTR). A su vez, la unidad
UTR envía las señales hasta el centro de control del sistema, para su detección.
Por lo regular se acostumbra enviar por telemedición las siguientes mediciones:

Corriente en cada alimentador de distribución.

Tensión en los buses principales.
Página 30
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica

Frecuencia en los buses principales.

Potencia que fluye en líneas.
2.7.3. Sistema mixto.
Es el más utilizado en subestaciones de gran magnitud que pueden ser operadas
manualmente o telecontroladas. Como en este tipo de instalaciones las distancias sobrepasan
los cien metros, es más económico utilizar transductores de corriente, de tensión, de potencia
activa y reactiva que convierten las señales de los transformadores de instrumento a escala.
Este cable sale de las casetas cercanas al lugar de la medición y corre por las trincheras
hasta llegar al edificio principal de tableros, de donde parte una señal a los tableros propiamente,
y otra señal parte hacia la terminal remota de la subestación, de donde a través de un línea de
comunicación, se comunica con la estación regional o central del sistema.
2.8.
Conectores.
Son los elementos que nos sirven para unir a la red de tierras, los electrodos profundos, las
estructuras, los neutros de los transformadores, etc.
Los conectores utilizados en los sistemas de tierras son principalmente de tres tipos:
2.8.1. Conectores atornillados.
Se fabrican con bronces de alto contenido de cobre, formando dos piezas que se unen por
medio de tornillos cuyo material está formado por bronces al silicio que le da alta resistencia
mecánica a la corrosión.
2.8.2. Conectores a presión.
Son más económicos que los atornillados y proporcionan mayor garantía de buen contacto.
2.8.3. Conectores soldados (cadweld).
Son los más económicos y seguros por lo que se usan con mucha frecuencia. Los
conectores para sistemas de tierra difieren de los usados en barras colectoras, en que se fabrican
para unir los electrodos de tierra al cable, es decir, de la malla de tierra al cable de las estructuras.
2.9.
Sistemas de tierras.
Uno de los aspectos principales para la protección contra sobretensiones en las
subestaciones es el de disponer de una red de tierra adecuada, a la cual se conectan los neutros
de los aparatos, las estructuras metálicas, los tanques de los aparatos y todas aquellas partes
metálicas que deben estar a potencial de tierra.
La necesidad de contar con una red de tierra en las subestaciones es la de cumplir con las
siguientes funciones:
Página 31
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica

Limitar las sobretensiones por descargas atmosféricas o por operación de interruptores.

Proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulación de las corrientes de
tierra, ya sea que se deban a una falla de cortocircuito o a la operación de un pararrayo, sin
exceder los límites de operación de los equipos.

Evitar que durante la circulación de estas corrientes de tierra en condiciones de
cortocircuito puedan producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la
subestación, lo cual significa un peligro para el personal.

Facilitar mediante sistemas de relevadores o microcomputadoras la eliminación de las fallas
a tierra en los sistemas eléctricos.

Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio eléctrico.
Si n embargo, para las redes de tierra se consideran los siguientes arreglos:
2.9.1. Sistema radial.
Este sistema es el más económico, pero el menos seguro ya que al producirse una falla en
cualquier parte de la subestación se obtienen altos gradientes de potencial. Se utiliza para
corrientes de tierra bajas.
2.9.2.
Sistema de anillo.
Consiste en instalar un cable de suficiente calibre (aproximadamente 1 000 MCM) alrededor
de la superficie ocupada por el equipo de la subestación, conectando derivaciones a cada
aparato mediante un cable más delgado (500 MCM o 4/0 AWG). Es un sistema menos económico
que el anterior. Los potenciales peligrosos disminuyen al dispararse la corriente de falla por varios
caminos, lo que origina gradientes de potencial menor. Se utiliza para corrientes de cortocircuito
intermedias de acuerdo con la NOM-001-SEDE-2005.
2.9.3. Sistema de malla.
Es el sistema más utilizado en las redes eléctricas y consiste, como su nombre lo indica, en
una retícula formada por cable de cobre (aproximadamente 4/0 AWG), conectada a través de
electrodos de varillas copperweld a partes más profundas para buscar zonas de menor resistividad.
Este sistema es el más eficiente, pero también el más caro de los tres.
Por otro lado, es de gran importancia conocer a los elementos que constituyen una red de
tierra, y que a continuación se mencionan:

Conductores.
Los conductores que se utilizan en la red de tierra son de cable de cobre, cuyo calibre es
arriba de 4/0 AWG dependiendo del sistema que vaya a instalarse. Se emplea el cobre por su
mejor conductividad eléctrica y térmica pero sobre todo, por su resistencia a la corrosión.
Página 32
Capítulo 2 Elementos que integran una subestación eléctrica

Electrodos.
Son las varillas que se clavan en los di versos tipos de terrenos y sirven para aumentar la
longitud del conductor de la red de tierra. Los electrodos pueden fabricarse con tubos o varillas de
hierro galvanizado o bien con varillas de copperweld que consisten en una varilla de hierro cubierta
con una lámina de cobre.
2.9.4. Neutro corrido.
El neutro corrido es un conductor que va desde el centro de la conexión estrella del
transformador en la subestación principal que alimenta el ramal, dicho conductor debe estar
aterrizado, por medio de un electrodo.
El neutro corrido debe instalarse directamente enterrado excepto en terrenos corrosivos con
alto contenido de sales y sulfatos utilizando los cárcamos para el ingreso a los registros. En terrenos
con nivel de humedad alto se utilizará el ducto dispuesto para este fin en la pared del registro.
El conductor de neutro corrido tiene la finalidad de permitir a las corrientes de falla a tierra un
camino de retorno más fácil a su fuente (transformador), disparando rápidamente los fusibles y
protecciones, esto hace que la inyección de corriente de falla a la malla de tierra sea mínima
reduciendo el riesgo de las temidas tensiones de paso y contacto.
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Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
3. EQUIPO PRINCIPAL DE LA RED ELÉCTRICA DE DISTRIBUCIÓN DE LA RED DE CU
A lo largo de la red eléctrica de ciudad universitaria existen dos tipos de subestaciones que
conforman dicha red una llamada subestación general o principal y otra subestación derivada la cual
tiene diferentes tipos de elementos que la integran.
La subestación general simplemente está conformada únicamente por celdas en SF6 la cual
permite, o no, el paso de la energía eléctrica a través de ella y la manda a los cables subterráneos
conectados y por supuesto un transformador la cual es de servicios propios de la subestación.
La subestación derivada está encargada de llevar energía a las dependencias de ciudad
universitaria está conformada por un trasformador reductor la cual baja la energía de llegada, unos
equipos de seccionamiento y los tableros de baja tensión.
A continuación se muestran los detalles de cada una de ellas
3.1.
Subestación eléctrica principal (equipo Ormazabal)
3.1.1. Interruptor de potencia
El interruptor, junto con el transformador, es el elemento más importante de una subestación,
ya que su comportamiento determina la confiabilidad del sistema eléctrico de potencia.
Su función es abrir y cerrar la continuidad del sistema eléctrico en condiciones normales de
carga, ya sea para dar mantenimiento, reparar o cambiar las máquinas, aparatos o líneas y cables
que constituyen al sistema. Debe ser capaz de interrumpir corrientes que van desde su valor nominal
hasta la corriente de corto circuito en forma confiable y eficiente.
Los interruptores están diseñados para formar módulos independientes, su construcción es de
inserción simple junto con una cámara de gas de una sola presión, lo que los hace sencillos,
compactos y robustos. La cámara de extinción consiste por lo general en un sistema de tipo embolar
que envía un dieléctrico sobre el arco, a presiones varias veces mayores que la de llenado normal,
originando el enfriamiento del arco y su corte cuando la corriente en él pasa por el valor cero. Este
efecto de soplado acompañado obviamente al del alargamiento del mencionado arco, que se
produce al incrementarse la distancia entre las partes fija y móvil.
Por lo cual las características generales del equipo que existe en la subestación principal son
las siguientes;
Seccionador trifásico (Ormazabal) de frente muerto, Tipo Pedestal para distribución
subterránea con aislamiento de gas Hexafluoruro de Azufre (SF 6) para 23 kV de 3 vías, 2 vías de
600 A con extinción de corriente de carga que cumpla lo indicado en la especificación de diseño 1
vía de 200 A con extinción de arco de cortocircuito en vacío. Con 2 vías principales de 600 A (lado
preferente y lado emergente) sin protección y con capacidad de transferencia automática, equipado
con unidad de control micro procesado del seccionador y sistema de comunicaciones para
Página 34
Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
transmisión de datos a sistema SCADA, con contactos secos para indicación de la posición de las
vías preferente y de respaldo a una unidad terminal maestra utilizando el protocolo de comunicación
DNP3.0 nivel 2; y 1 vía derivada de 200 A (lado carga) con protección eléctrica por medios
electrónicos con dispositivo de alarma y bloqueo por bajo nivel de gas Hexafluoruro de Azufre (SF6),
de acuerdo a especificación CFE.
El seccionador tipo pedestal puede ser de uno o dos frentes, la configuración de los
seccionadores puede variar hasta un máximo de cuatro vías considerando la subestación derivada
en donde se instalará. Todos los equipos deben de ser del tipo metal-clad.
Metal-clad.- conjunto formado por varias secciones metálicas blindadas, firmemente
ensambladas, autosoportadas y con divisiones metálicas sólidamente aterrizadas. Tiene las
características de proteger a las personas contra el contacto o aproximación a partes vivas o partes
móviles del interior del mismo.
A. Compartimento de seccionadores
en línea
B. Compartimento de interruptor
automático
C. Compartimento de barras
D. Compartimento de cables
E. Compartimento de control
F. Interfaz de operaciones
Figura 3.1 Celda en SF6
Los dispositivos de protección considerados corresponden a:

Interruptor de Media tensión con relevador MICOM P141.
Página 35
Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
Figura 3.2 Relevador MICOM P141.

Relevadores de sobrecorriente SEL 751.
Figura 3.3 Relevador SEL 751.
3.1.2. Transformador de servicio
Alguna de las características que deben cumplir los transformadores trifásicos (Ormazabal) de
23000-220Y/127 V tipo interior de frente muerto autoenfriados en líquido aislante biodegradable de
origen vegetal.
4
5
X1
2
X3
3
X0
1
H1
H2
X2
10
H3
11
7
6
8
100 kV
16
12
9
13
Figura 3.4 Transformador de servicio
Página 36
Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
Referencia
Descripción
Boquillas de media tensión tipo pozo
1
2
Boquillas de baja tensión
3
Cambiador de derivaciones OP. Exterior
Conexión para prueba de presión y llenado
4
Válvula de alivio de sobrepresión
5
Sistema de monitoreo Scada
6
Placa de datos
7
Soporte para conectores tipo codo
8
Válvula de drenaje con muestreo
9
Puente de baja tensión a tierra
10
Conexión de neutro de baja tension a tierra tipo A
11
Conexión a tanque a tierra tipo B
12
Barra para conexión a tierra en media tension
13
Cerradura tipo G
14
Orejas para llevar tanque
15
Dato estarcido de la capacidad
16
Tabla componentes del transformador de servicio
3.2.
Subestación eléctrica derivada
3.2.1. Transformador
Estos transformadores están conectados al sistema eléctrico subterráneo de media tensión de
ciudad universitaria, UNAM, para suministrar energía eléctrica a Edificios Administrativos,
Facultades, Institutos y Áreas deportivas.
Capacidades nominales
75 kVA, 112.5 kVA, 150 kVA, 225 kVA, 300 kVA, 500 kVA, 750 kVA y 1000 kVA.
Tensiones nominales
Primaria: 23 kV con 2 derivaciones arriba y 2 derivaciones abajo de 2.5% cada una.
Secundaria: 220Y / 127 V
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Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
Eficiencia (%)
A valores nominales dependiendo de la capacidad del transformador debe ser como mínimo
la indicada en la tabla siguiente.
Eficiencia
75
112.5
150
225
300
500
750
1000
98.54%
98.64%
98.73%
98.77%
98.82%
98.91%
99.10%
99.10%
Eficiencia del transformador según su capacidad
Conexión de los devanados
Delta – Estrella. Los devanados de media y baja tensión deben ser cobre-cobre.
Liquido aislante
Los transformadores deben suministrarse con el líquido aislante biodegradable de origen
vegetal de alta temperatura, para el buen funcionamiento del transformador. Las características se
podrán comprobar con los valores reportados de sus propiedades; mismos que deberán validarse
por alguna institución certificada (EMA, Entidad Mexicana de Acreditación).
3.2.2. Equipo de seccionamiento
El seccionador tipo pedestal puede ser de uno o dos frentes, la configuración de los
seccionadores puede variar hasta un máximo de cuatro vías considerando la subestación derivada
en donde se instalará. Todos los equipos deben de ser del tipo frente muerto. El seccionador al que
se refiere ésta ficha técnica se indican en la siguiente tabla. El seccionador es Clase 1 del tipo
pedestal trifásico, operación manual con provisiones para su control remoto supervisorio, con medio
de aislamiento en SF6, interrupción de carga y falla con interruptores en vacío, para una tensión de
27 kV máxima, corriente momentánea 12 000 Amperes simétricos, corriente instantánea 19 200
Amperes asimétricos, 127 kV de nivel básico de aislamiento al impulso (NBAI) de dos, tres o cuatro
vías. Con protección electrónica (PE), equipados con moto operadores en todas las vías, para poder
operarse con control local en sitio a través de botoneras y con telecontrol mediante fibra óptica a
distancia inmediatamente que se cuente con el equipo apropiado.
Página 38
Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
Medio
Aislante
SF6
Extinción
de arco de
corto
circuito
Vacío
Vías
Tensión
máxima
(kV)
27
NBAI
(kV)
Cresta
Número
Capacidad
Diagrama unifilar
Anillo/Carga
Totales
Anillo
3
2
1/1
600/200
4
2
1/2
600/200
2
2
2/0
600
3
3
3/0
600
Protección
(PE)
Anillo/Carga
127
-
PE – Protección electrónica
-
600, 200 capacidad de las vías en Amperes
-
4, 3, 2 Número de vías
3.2.3. Tableros de baja tensión
Las funciones primordiales de cualquier tablero de distribución son elevar al máximo la
protección contra cortocircuitos y la segmentación del sistema de distribución para reducir al mínimo
el efecto de las fallas del equipo en otras partes del sistema. Además incluir el diseño redundante
para facilitar el mantenimiento y las reparaciones, los métodos de transferencia manual o automática
de las cargas críticas, y la cuidadosa selección de equipos para las tareas de conmutación
especiales o las condiciones ambientales.
Página 39
Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
Los tipos de tableros de distribución blindados más utilizados hoy en día en las instalaciones
industriales y/o comerciales son los de distribución con revestimiento metálico tipo metal-clad o el
tablero de distribución de interruptor con gabinete metálico tipo metal-enclosed.
El tablero de distribución con revestimiento metálico tipo metal-clad utiliza interruptores
automáticos desmontables; este proporciona protección contra corto circuitos como interrupción de
corriente de carga.
El tablero de distribución de interruptor con gabinete metálico tipo metal-enclosed utiliza
seccionadores interruptores de carga y fusibles de potencia. Los seccionadores interruptores de
carga proporcionan interrupción de corriente de carga (establecimiento e interrupción de corrientes
de carga). Los fusibles de potencia proporcionan protección contra cortocircuitos de fase a tierra
como de fase a fase.
Aspectos básicos a considerar:

Voltaje real del sistema

Magnitud total de la corriente de carga y por circuito

Saber si habrán conmutaciones pesadas como bancos de capacitores, reactores o
transformadores rectificadores conectados uno tras otro

Frecuencia de las conmutaciones

Lugar donde se instalará el equipo
El diseño que se más usado en los sistemas de distribución (y en nuestra propuesta) es el
sistema radial.
Es sencillo y económico. En esta configuración, sólo existe una fuente de abastecimiento de
la empresa suministradora y todos los circuitos de salida alimentan las cargas.
3.3.
Cable de media tensión
Es necesario establecer las características y pruebas que deben cumplir los cables de 25kV
a utilizar en la red subterránea del sistema de distribución dentro de la red eléctrica de Ciudad
Universitaria.
Página 40
Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
Características del sistema
Tensión nominal entre fase
23 kV eficaz
Frecuencia
60 Hz
“C”
Tipo de sistema
Tensión de aguante al impulso por rayo
150 kV cresta
Altitud de operación
2300 m.s.n.m.
Temperatura ambiente
-10° C a + 40° C
Humedad relativa
90 %
Medio ambiente
Altamente contaminante
Tomando en cuenta las características anteriores, se sugiere:
Un cable de energía monopolar con tensión nominal entre fases de 23 kV con aislamiento
XLP-RA 133% N.A, de cobre compacto sellado contra humedad con hilos o cintas hidrófilas,
compatibles con el conductor y con la pantalla semiconductora, pantalla de alambres de cobre
con cintas bloqueadoras contra la humedad y con cubierta de polietileno de alta densidad. Además
de cumplir con las normas NMX-J-142/1-ANCE-2009 y/o NRF-204-CFE-2003.
Características constructivas
Figura 3.5 Esquema de cable 25kV
1.
Conductor:
Conductor clase B de cobre suave compacto, con
penetración longitudinal de agua.
Página 41
hilos bloqueadores para evitar la
Capítulo 3 Elementos que integran la subestación general y derivada de C.U.
2.
Pantalla semiconductora sobre el conductor:
Compuesto semiconductor extruido termofijo.
3.
Aislamiento:
Polietileno de cadena cruzada retardante a las arborescencias (XLP-RA), extruido en un
proceso de triple extrusión. Nivel de aislamiento 133 %.
4.
Pantalla semiconductora sobre el aislamiento:
Compuesto semiconductor extruido termofijo, con adecuada adhesión al aislamiento, lo cual
facilita retirar la pantalla.
5.
Cinta W/B semiconductora:
Aplicada helicoidalmente bajo la pantalla electrostática, evitando la penetración transversal de
agua.
6.
Pantalla metálica:
Alambres de cobre desnudo suave aplicados helicoidalmente. La sección total asignada para
cada calibre cumple con lo indicado en la norma NMX-J-142/1.
7.
Cinta W/B no conductora:
Aplicada helicoidalmente sobre la pantalla electrostática, evitando la penetración transversal
de agua.
8.
Cubierta exterior:
Cubierta de polietileno de alta densidad, con excelentes propiedades mecánicas y químicas
Página 42
Capítulo 4 Seguridad
4. SEGURIDAD
En la red eléctrica de ciudad universitaria donde se trabaja con niveles de tensión altos es
necesario tener un cuidado especial con la seguridad del personal, ya que mayoría de los accidentes
son ocasionados por la falta de conocimiento o pericia, incluso por no tener una buena coordinación
entre supervisores y técnicos que operan los equipos en un mantenimiento o maniobra dentro del
área de trabajo.
Existen muchas normas en nuestro país que se enfocan a las instalaciones eléctricas, unas de
las más significativas se encuentran:
NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones eléctricas (utilización)
NOM-029-STPS-2011, Operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los
centros de trabajo – condiciones de seguridad
NOM-022-STPS-2008, Electricidad estática en los centros de trabajo – condiciones de
seguridad.
NFPA70E, Los requisitos de seguridad eléctrica de los empleados en los lugares de trabajo.
IEEE 1584-2002 Los requisitos de seguridad eléctrica de los empleados en los lugares de
trabajo.
En dichas normas se especifican los aspectos técnicos de cómo se debe proceder de manera
adecuada durante un mantenimiento o maniobra en una instalación eléctrica, mismo que en el
presente trabajo se recopilará información como propuesta a los pasos a seguir a la hora de operar
o dar mantenimiento eléctrico en la red eléctrica de CU, UNAM.
A continuación se pretende dar a conocer el equipo mínimo necesario de seguridad personal
y herramientas de trabajo para poder intervenir en la red eléctrica de ciudad universitaria, esto puede
variar según lo que se planea realizar, pero al final lo que se pretende es concientizar al personal,
que su integridad es lo más importante, y deberán de tanto exigir, como utilizar el equipo de
seguridad y herramientas adecuadas, ya que no por ser incomoda o que sea algo sencillo y rápido
de realizar no se deje de utilizar el equipo de protección correspondiente al contrario esto te puede
ayudar a evitar algún accidente.
4.1.
Peligros en presencia de la energía eléctrica.
La electricidad es una parte muy importante de nuestra vida diaria, muchas de las cosas que
tenemos funcionan con ella por lo tanto es casi inevitable no ponernos en riesgo al entrar en contacto
o manejo de la misma, al igual, hay maneras de prevenir y cuidar esos riesgos con las debidas
protecciones y cuidarnos. Unos de los peligros a los que nos enfrentamos y no únicamente en la
red de ciudad universitaria cuando hay presencia de electricidad no controlada es:
4.1.1.
Corto Circuito
Página 43
Capítulo 4 Seguridad
El cortocircuito es una corriente que circula en un circuito eléctrico cuando existe el contacto
entre dos o más potenciales de diferente magnitud (trifásico), o entre un potencial y tierra
(monofásico), esto sucede al perderse el aislamiento entre ellos.
La magnitud de las corrientes de cortocircuito depende de las diversas fuentes que las
generan, hasta el punto de falla. Las fuentes de corrientes de cortocircuito son: la acometida,
generadores, motores síncronos y de inducción.
Las fallas de corto circuito de los sistemas de potencia pueden categorizarse en diferentes
tipos de fallas los cuales son los siguientes:

Falla monofásica.

Falla bifásica.

Falla trifásica.
Desde el punto de vista estadístico, el mayor porcentaje de fallas por cortocircuito están
representadas por las fallas denominadas de fase a tierra (monofásicas del orden del 85%), y por
ejemplo el menor porcentaje de las fallas correspondiente a las denominadas fallas trifásicas (del 2
al 3% máximo). En las redes de distribución la falla que estadísticamente se presenta más es la de
fase a tierra, en menor porcentaje las de falla bifásica a tierra y la falla trifásica casi se podría
despreciar.
4.1.2.
Arco eléctrico (arc flash)
Un arco eléctrico es una descarga disruptiva generada por la ionización de un medio gaseoso
(por ejemplo, el aire) entre dos superficies o elementos a diferente potencial.
El arco es un fenómeno caótico complejo (depende de muchos factores como el medio físico
donde se produce, la intensidad de corriente o la forma y materiales de la instalación eléctrica en
tensión) y que puede originarse, tanto por un fallo técnico como por un error humano (caída de
herramientas, maniobra inadecuada, etc.).
Cuando tiene lugar un arco eléctrico, se produce un flujo de cargas eléctricas y una gran
liberación de energía y sustancias peligrosas, entre las que cabe destacar:

Energía térmica, produce gran aumento de temperatura en las inmediaciones del arco.

Onda de presión, que produce destrucciones mecánicas sobre las instalaciones y
daños físicos sobre los trabajadores.

Gases tóxicos, debida a las altas temperaturas que se alcanzan durante el arco.

Radiaciones electromagnéticas, principalmente ultra-violeta (UV) e infrarroja (IR).
Las principales guías y recomendaciones de seguridad eléctrica, para prevenir este tipo de
Página 44
Capítulo 4 Seguridad
riesgo y no ocurra nada en las subestaciones como en la red de ciudad universitaria están indicadas
en las normas antes mencionadas.
Figura 4.1 Arco eléctrico
4.1.3.
Límites de aproximación
La NFPA 70E, menciona que se requiere cuatro límites de descarga eléctrica y un límite de
protección del arco eléctrico que hay que saber y observar.
Los límites de descargas eléctricas están calculados por la cantidad de voltaje suministrada al
equipo. Aunque la cantidad de corriente y el intervalo que dura el arco eléctrico son dos factores
importantes que se consideran para determinar qué tan grave será un arco eléctrico, la gravedad
de las lesiones depende de qué tan cerca está al arco eléctrico.
Unos centímetros de distancia puede ser la diferencia entre la vida o la muerte cuando una
persona esté cerca de un arco eléctrico.
Si un accidente de arco eléctrico enorme ocurre y nadie está cerca del arco eléctrico, entonces
no le hace daño a nadie. Es la razón que los límites de arco eléctricos son tan importantes.
Los cuatro límites comunes de riesgos eléctricos son:
Página 45
Capítulo 4 Seguridad
Figura 4.2 Límites de aproximación

Frontera de aproximación contra el arco eléctrico

Límite de aproximación

Aproximación restringida

Aproximación prohibida.
Frontera de aproximación contra el arco eléctrico
La frontera de aproximación contra arco eléctrico es la distancia donde una persona puede
sufrir quemaduras de segundo grado si ocurre un arco eléctrico.
No se debe pensar que este límite es la distancia donde usted estará será totalmente seguro.
Solo es la distancia donde se sufrirá las lesiones que probablemente se curarán si existiera un
accidente de arco eléctrico.
Dado a esto se puede indicar qué tan importante es que se lleve la ropa apropiada de
protección. La ubicación de la barrera de protección de arco eléctrico depende de un estudio de
riesgo.
La más poderosa es la explosión y el más largo es el arco eléctrico durante un cortocircuito.
Por lo que, la distancia más grande que resulte del estudio será la distancia calculada como la
barrera de protección de arco eléctrico.
En teoría, las explosiones del arco eléctrico van igualmente en todas direcciones desde el
centro. Pero generalmente lo que ocurre es que el tablero eléctrico o la pieza del equipo eléctrico
aguantan alguna porción de la explosión en un lugar y envía la fuerza entera hacia la abertura del
equipo, generalmente la parte que da frente al trabajador.
Página 46
Capítulo 4 Seguridad
Lo mejor que puede hacer en esta situación de riesgo, es evitarlo alejándose y quedarse fuera
de la barrera requerida.
Recuerde, estar lo más lejos en un arco eléctrico cuando ocurre.
Límite de aproximación
La barrera de aproximación limitada refiere a la distancia a la cual puede existir un riesgo de
descarga eléctrica y esta queda establecida con el nivel de tensión.
La barrera de aproximación limitada define el límite del área que rodea las partes con energía
expuestas donde se prohíben cruzar las personas no calificadas aunque estén acompañados por
los trabajadores calificados, pero de ser necesario entrar en esta área con un trabajador calificado,
esté seguro que lleve el equipo de protección personal apropiado.
Más cerca que la barrera de aproximación limitada se encuentra la barrera de aproximación
restringida.
Aproximación restringida
Es la distancia de un riesgo aumentado de descarga eléctrica debido a un accidente. Estos
accidentes pueden ser causados por unas herramientas que se le caen, por perder el equilibrio,
agarrar una parte con energía eléctrica para mantener el equilibrio, o fácilmente por andar
demasiado cerca de una parte electrificada.
La barrera de aproximación restringida solamente puede ser cruzada por personas calificadas
y con el equipo apropiado.
Jamás se debe estar dentro de la barrera de aproximación restringido cuando el equipo está
conectado a una fuente de electricidad o la energía eléctrica.
Solo por estar en esta área, se puede causar un arco eléctrico en la red eléctrica. Y si no
tuviera el equipo de protección personal apropiado, podría sufrir graves heridas e inclusive poner en
peligro a las demás personas. Solo en equipos que no tienen la protección adecuada. (Los
interruptores presentan una protección de frente muerto)
Aproximación prohibida
Aunque nunca se debe de tocar un cable o alambre energizado, se podría creer que es seguro
estar cerca de ellos, pero no es cierto de hecho es inseguro. Estar dentro de la barrera de
aproximación prohibida es tan peligroso como tocar las partes energizadas. Esto es porque la
electricidad puede generar un arco eléctrico por el aire completando el circuito a través del cuerpo.
Cuando está tan cerca del equipo energizado es igual al hacer contacto físicamente con la parte.
Este es un área muy peligroso y como personal, no debe entrar en esta área sin la protección
necesaria cuando el equipo esté energizado.
Solo las personas calificadas, que llevan el mismo equipo de protección como si estuvieran en
Página 47
Capítulo 4 Seguridad
contacto directo con partes energizadas, pueden entrar dentro de la barrera de aproximación
prohibida.
Para entrar a la barrera de aproximación prohibida, el trabajador debe estar calificado, tener
un plan que justifica la necesidad de trabajar en el equipo energizado, saber los riesgos potenciales,
llevar el equipo de protección personal sobre todas las partes del cuerpo expuestas en el área de
trabajo e indicar un área con límite de 1.3 metros por 1.3 metros.
Si se observa a una persona que esté trabajando en un área prohibida, deberá solicitar se
retire para que no cause algún accidente que pudieran ocasionarle daño o afectar al empleado
calificado que está realizando el trabajo.
A continuación, en la siguiente tabla se muestra las distancias de aproximación mínimas entre
la parte energizada y el personal que se encuentre laborando de acuerdo a la NFPA 70E.
Distancias de los límites de aproximación a partes energizadas
1
2
3
5
Frontera de
aproximación
prohibida
No especificado
Evitar el contacto
0.0254 [m]
0.1778 [m]
0.254 [m]
0.4318 [m]
0.635 [m]
0.8128 [m]
0.9398 [m]
1.0668 [m]
1.4478 [m]
2.4384 [m]
3.2766 [m]
4.3942 [m]
Conductor expuesto
móvil
Parte de circuito fija
expuesta
Frontera de
aproximación
restringida; Incluye
movimiento
involuntario
No especificado
3.048 [m]
3.048 [m]
3.048 [m]
3.048 [m]
3.048 [m]
3.048 [m]
3.2512 [m]
3.3528 [m]
3.556 [m]
3.9624 [m]
4.6736 [m]
5.7912 [m]
7.239 [m]
No especificado
1.0668 [m]
1.0668 [m]
1.524 [m]
1.8288 [m]
2.4384 [m]
2.4384 [m]
2.4384 [m]
3.048 [m]
3.556 [m]
3.9624 [m]
4.6736 [m]
5.7912 [m]
7.239 [m]
No especificado
Evitar el contacto
0.3048 [m]
0.6604 [m]
0.7874 [m]
0.8382 [m]
0.9906 [m]
0.9652 [m]
1.0922 [m]
1.2192 [m]
1.6002 [m]
2.5908 [m]
3.429 [m]
4.5466 [m]
Frontera límite de aproximación
Rango de la tensión
nominal del
sistema, fase
0 a 50
51 a 300
301 a 750
551 a 15 kV
15.1 kV a 36 kV
36.1 kV a 46 kV
46.1 kV a 72.5 kV
72.6 kV a 121 kV
138 kV a 145 kV
161 kV a 169 kV
230 kV a 242 kV
345 kV a 362 kV
500 kV a 550 kV
765 kV a 800 kV
4
Tabla de límites de aproximación entre una parte energizada y la persona
A continuación se les muestra la formula básica para calcular las distancias de la frontera de
protección contra arco de acuerdo con lo establecido en LA NFPA 70E B-2
La corriente de corto circuito simétrico de una falla trifásica franca en los terminales del
transformador se calcula con la formula siguiente:
𝐼𝑆𝐶 = {[𝑀𝑉𝐴𝐵𝑎𝑠𝑒 𝑥106 ] ÷ [1.732𝑥𝑉]}𝑥{100 ÷ %𝑍}
Página 48
Capítulo 4 Seguridad
Donde:
𝐼𝑆𝐶 𝑒𝑠𝑡𝑎 𝑒𝑛 [𝐴]
𝑉 𝑒𝑠𝑡𝑎 𝑒𝑛 [𝑉]
%𝑍 𝑠𝑒 𝑏𝑎𝑠𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑜𝑠 𝑀𝑉𝐴 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟
El valor típico para la máxima potencia (en MW) en un arco trifásico se puede calcular utilizando
la formula siguiente:
𝑃 = [𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑠ó𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑀𝑉𝐴𝑏𝑓 ] 𝑥 0.7072
La distancia de la frontera de protección contra arco eléctrico se calcula de acuerdo con la
siguiente formula:
𝑃 = 1.731 𝑥 𝑉 𝑥 𝐼𝑠𝑐 𝑥 10−6 𝑥 0.7072
𝐷𝑐 = [2.65 𝑥 𝑀𝑉𝐴𝑏𝑓 𝑥 𝑡]1/2
𝐷𝑐 = [53 𝑥 𝑀𝑉𝐴 𝑥 𝑡]1/2
𝐷𝑐 = 𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑝𝑖𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑠𝑜𝑛𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑓𝑢𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑎𝑟𝑐𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑢𝑛𝑎 𝑞𝑢𝑒𝑚𝑎𝑑𝑢𝑟𝑎 𝑐𝑢𝑟𝑎𝑏𝑙𝑒
𝑀𝑉𝐴𝑏𝑓 = 𝑀𝑉𝐴 𝑑𝑒 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑢𝑛𝑡𝑜 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑠𝑝𝑜𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒
𝑀𝑉𝐴 = 𝑀𝑉𝐴 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟. 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 < 0.75 𝑀𝑉𝐴 𝑚𝑢𝑙𝑡𝑖𝑝𝑙𝑖𝑞𝑢𝑒 𝑀𝑉𝐴 𝑝𝑜𝑟 1.25
𝑡 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑥𝑝𝑜𝑠𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎𝑙 𝑎𝑟𝑐𝑜 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠
El tiempo de apertura para un fusible limitador de corriente es aproximadamente 1/4 ciclo o
0.004 segundos. El tiempo de apertura para un interruptor automático de 5 kV y15 kV es
aproximadamente 0.1 segundos o 6 ciclos. Esto se muestra de la siguiente manera: tiempo real del
interruptor (aproximadamente 2.0 ciclos), más el tiempo de operación del relé de aproximadamente
1.74 ciclos, más un margen de seguridad adicional de 2 ciclos, que da un tiempo total de
aproximadamente 6 ciclos.
En el caso de nuestra celda instalada, de las subestación general de ciudad universitaria tiene
una apertura de 45 ms por lo cual podemos también considerar un tiempo de 0.1 segundos y
utilizando esos valores a la fórmula que nos proporciona la NFPA70E descrita de otra manera:
𝐷𝐵 = √2.65 ∗ 1.732 ∗ 𝑉𝑓𝑓 ∗ 𝐼𝑏𝑓 ∗ 𝑡
𝐷𝐵 = Distancia de la frontera al punto de arco (pulgadas).
𝑉𝑓𝑓 = Tensión del sistema entre fase y fase en kV.
Página 49
Capítulo 4 Seguridad
𝐼𝑏𝑓 = Corriente de falla de corto circuito sólido en kA.
𝑡= Duración del arco (segundos).
Y sustituyendo nuestros datos en la formula los cuales hay que considerar que el valor de corto
circuito fueron calculados en el mismo capítulo paginas 129-137.
Para la SG1
𝐷𝐵 = √2.65 ∗ 1.732 ∗ 23 ∗ 3.7016 ∗ 0.1
𝐷𝐵 = 6.251 ft = 1.905 m
Para la SG2
𝐷𝐵 = √2.65 ∗ 1.732 ∗ 23 ∗ 4.4152 ∗ 0.1
𝐷𝐵 = 6.827 ft = 2.08 m
Ahora para obtener las distancias de aproximación contra arco en baja tensión nos menciona
la IEEE 1584 emplear la ecuación siguiente para tensiones con rango de 100-400 (V) tabla E-1:
𝐷𝐵 = 9.16 ∗ 𝐼𝑏𝑓 + 194
Nota: El resultado de la ecuación está dada en mm
Capacidad (kVA)
DB (mm)
75
284.14
112.5
329.21
150
374.29
225
410.34
300
482.46
500
674.77
750
547.51
1000
665.34
Tabla de distancias contra arco eléctrico BT
Página 50
Capítulo 4 Seguridad
4.1.4. Energía incidente en un arco eléctrico
La energía incidente no es más que el calor que emite un arco eléctrico. Esto es porque el
calor se compone del calor irradiado (infrarrojos) y el calor de convencional (flujo de calor a través
del aire). Energía incidente disminuye por la inversa del cuadrado de la distancia.
En términos más simples, cuando una persona se aleja de un arco eléctrico, el calor se reduce
rápidamente. Este aspecto es fundamental para entender cómo protegerse a sí mismo de un arco.
Considere la posición del cuerpo cuando se realiza el trabajo con energía. Una persona debe estar
tan lejos del dispositivo como sea posible sin dejar de ser capaz de realizar el trabajo de manera
eficaz. Así el estar cerca de lo necesario se incrementará la energía incidente cuando la persona
reciba un arco eléctrico.
𝐸 = 5.12 ∗ 105 ∗ 𝑉𝑓𝑓 ∗ 𝐼𝑏𝑓 (
𝑡
)
𝐷2
𝐸= Energía calorífica incidente (cal/cm2).
𝑉𝑓𝑓 = Tensión del sistema entre fase y fase (kV).
𝐼𝑏𝑓 = Corriente de falla de corto circuito sólido (kA).
𝑡= Duración del arco (s).
𝐷= Distancia de trabajo (mm).
Por lo que al sustituir los datos en la ecuación anterior, se tiene que:
Para la SG1
𝐸 = 5.12 ∗ 105 ∗ 23 ∗ 3.7016 (
0.045
)
2542
𝐸 = 5.12 ∗ 105 ∗ 23 ∗ 4.4152 (
0.045
)
2542
𝑬= 30.4 (cal/cm2).
Para la SG2
𝑬= 36.26 (cal/cm2).
Página 51
Capítulo 4 Seguridad
Energía calorífica incidente
(cal/cm2)
Subestación general 1
30.4
Subestación general 2
36.26
Tabla de energía incidente para media tensión
Por lo tanto el significado de estos datos es que al momento realizar una operación o
mantenimiento en la subestación, el personal debe de tener una protección no menor de 36.26
cal/cm2. En este sentido, para el trabajador a realizar, los fabricantes tienen rangos normalizados
por lo cual el ingeniero y/o técnico presente en la operación o mantenimiento debe tener como
mínimo un traje de protección contra arco de 40 cal/cm2
Ahora procedemos a calcular la energía incidente como marca la Norma IEEE 1584 tabla E-1
para tensiones del rango 100-400 (V) con la finalidad de conocer la protección adecuada para poder
intervenir en el equipo energizado al momento de realizar una operación o mantenimiento del equipo
instalado.
𝐸 = 0.045 ∗ 𝐼𝑏𝑓 + 0.13
Y obtenemos la siguiente tabla:
Capacidad
Energía calorífica
incidente (cal/cm2)
75
0.5728
112.5
0.7942
150
1.0157
225
1.1928
300
1.5471
500
2.4918
750
1.8666
1000
2.4455
Tabla de energía incidente para baja tensión
Por lo tanto el significado de estos datos es que al momento realizar una operación o
Página 52
Capítulo 4 Seguridad
mantenimiento en la subestación del lado de baja tensión, el personal debe de tener una protección
no menor de 2.4910 cal/cm2. En este sentido, para el trabajador a realizar, los fabricantes tienen
rangos normalizados por lo cual el ingeniero y/o técnico presente en la operación o mantenimiento
debe tener como mínimo un traje de protección contra arco de 8 cal/cm 2
La norma NFPA70E proporciona los siguientes puntos:
Sistemas y medidas que disminuyen el arco eléctrico

Planificar la realización del trabajo sin tensión.

Ajustar los valores de impedancia del sistema de tierra que afectará al trabajo.

Aumentar el valor de la impedancia impedancia del transformador de alimentación del
circuito sobre el que se va a trabajar.

Ajustar la coordinación de los dispositivos de protección de la instalación sobre la que
se va a trabajar.

Sustituir dispositivos de protección de alto rango por varios de rango inferior.
Sistemas y medidas que aumentan la distancia al arco

Realizar las maniobras de forma remota.

Situar los dispositivos de interrupción y control alejados de los elementos en tensión
sobre los que actúan.

Utilizar EPP que soporten los fenómenos y energías asociadas al arco.

Señalizar adecuadamente los lugares de trabajo, para indicar la entrada dentro de los
límites de la zona de seguridad frente al arco y asimismo, señalizar y marcar la posible
energía calorífica incidente en equipos sobre los que se suele realizar maniobras o
realizar operaciones de mantenimiento en tensión.
Página 53
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
5. LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN PERSONAL (EPP)
A los ingenieros y técnicos que van a intervenir en la red eléctrica, como se ha comentado en
este trabajo y dado a lo que representa el trabajar con energía eléctrica siempre existirá la posibilidad
por mínima que sea de algún riesgo eléctrico, como se sabe a consecuencia de la presencia de
potencial eléctrico, se les deberá proveer y deberán usar, equipo de protección que esté diseñado
y construido para la parte especifica del cuerpo que se va a proteger, de igual forma el equipo de
protección se mantendrá en condiciones seguras y confiables ya que personal que lo utilizará deberá
inspeccionar visualmente y validarlo si es adecuado para poder usarlo.
Cuando el empleado trabaje dentro de la barrera de aproximación él o ella deberá vestir ropa
de protección y otros equipos de protección personal de acuerdo con el trabajo y nivel de tensión
que va a estar sometido.
5.1.
Trajes contra arco.
El traje dieléctrico es un equipo de protección personal el cual impide el flujo de energía
eléctrica sobre el cuerpo.
Los ingenieros o técnicos deberán vestir ropas resistentes a la energía incidente siempre que
exista la posibilidad de exposición a un arco eléctrico.
Esas ropas incluirán: camisa, pantalones, capucha, todas estas contra fuego y sobre estas
botas, guantes, gafas, casco, (traje dieléctrico) que es el mayor grado de protección se consigue
ante un posible arco eléctrico.
Los trajes contra arco deben de permitir su retiro fácil y rápido. Todo traje contra arco,
incluyendo la ventana (protector facial), deberá tener características de absorción de energía que
sean adecuadas para la exposición de un posible arco eléctrico.
Página 54
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
8 cal/cm2
25 cal/cm2
40 cal/cm2
51 cal/cm2
65 cal/cm2
100 cal/cm2
140 cal/cm2
Figura 5.1 Trajes contra arco eléctrico
5.2.
Protección de la cara.
Las caretas (protección facial) fabricadas con policarbonato son más apropiadas para uso en
situaciones con exposición a la radiación. Anteojos y gafas de vidrio dan menor protección, pero en
tareas de bajo riesgo ellas se pueden justificar si la tarea involucra trabajo físico sustancial en
combinación con exigencias visuales buenas. La protección de los ojos (anteojos o gafas de
seguridad) siempre se deberá utilizar por debajo de las caretas o capuchas.
Figura 5.2 Protección para la cara
5.3.
Protección para la cabeza.
El casco es muy importante para evitar las lesiones de la cabeza ya que son causadas por
caídas u objetos que caen o por golpear su cabeza contra un objeto fijo. Otras lesiones de la cabeza
provienen de descargas eléctricas y quemaduras. Los cascos están diseñados de poliuretano de
Página 55
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
alta densidad para cumplir como mínimo lo siguiente: Proteger la cabeza contra la caída de objetos,
golpes, choque eléctrico, lluvia y radiación UV, entre otros riesgos. Con eso disminuyen la
posibilidad de una lesión porque ellos están diseñados con un casco exterior duro y un sistema de
suspensión interior.
Figura 5.3 Protección para la cabeza
5.4.
Protección de las manos.
Los guantes fabricados con capas de material resistente a la llama dan el más alto nivel de
protección a las manos. Los guantes de cuero de trabajo pesado también dan buena protección.
Cuando se utilizan guantes con valor nominal de tensión, los protectores de cuero se deberán utilizar
sobre los guantes de caucho ya que los protectores de cuero también dan buena protección contra
relámpago de arco para las manos.
Un ejemplo de este tipo de protección son los guantes dieléctricos estos deben ser
seleccionados dependiendo el nivel de tensión con la que se esté trabajando, este equipo protege
al personal de descargas eléctricas si es que se está trabajando con línea viva.
Figura 5.4 Protección para las manos
5.5.
Protección de los pies.
Página 56
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
Los zapatos de cuero de trabajo pesado dan un grado significativo de protección a los pies.
Ellos se recomiendan para todas las tareas y se deberán utilizar para exposición a cualquier nivel
de energía eléctrica.
Figura 5.5 Protección para los pies
5.6.
Cuidado y mantenimiento de ropa y trajes de arco.
Inspección.
La ropa se deberá inspeccionar antes de usarla. La ropa de trabajo y los trajes de arco que
estén: contaminados, grasosos, desgastados o dañados, hasta el punto de que sus cualidades de
protección estén afectadas, se deberán: limpiar, reparar o reemplazar. Los elementos de protección
que lleguen a estar sucios con grasa o líquidos inflamables se deberán retirar del servicio y se
deberán limpiar.
Instrucciones del fabricante.
Se deberán seguir las instrucciones del fabricante de la prenda para uso, cuidado y
mantenimiento de la ropa ya que así asegura la protección correcta de la parte del cuerpo para la
que está diseñada y usarla de una manera diferente es como no portar el equipo de protección
personal.
5.7.
Herramientas de seguridad
Requisitos para las herramientas de seguridad.
Las herramientas de seguridad se deberán diseñar y construir para las condiciones
ambientales a las cuales van estar expuestas y la manera en que se van a utilizar.
Existen una gran cantidad de herramientas que nos ayudan a evitar un accidente pero una de
las más básicas en una subestación se menciona a continuación:
5.7.1.
Extensiones aisladas.
Página 57
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
Las extensiones (pértigas), este dispositivo de seguridad sirve para trabajar a distancia cuando
se está maniobrando con línea viva, es indispensable para la colocación y retiro de fusibles así como
la desconexión y conexión de cuchillas seccionadoras.
Figura 5.6 Pértiga
La pértiga puede contener varios accesorios que se acoplan en la cabeza universal del final
de esta dependiendo que es lo que se necesita realizar es el accesorio que se debe de tener para
poder lograrlo como por mencionar unos:
Herramienta tipo alicata es un accesorio que se utiliza para la extracción e inserción de fusibles
en sus respectivos porta fusibles, proporcionando protección contra descargas eléctricas
aislamiento térmico para evitar quemaduras o lesiones. Está diseñada para acoplarse a la pértiga
universal. La herramienta alicata es fabricada de materiales aislantes.
Figura 5.7 Mordaza tira fusible
Gancho de descarga estática este accesorio se utiliza para descargar la línea una vez que ha
sido des-energizada. Es una herramienta pre-armada, con un gancho en “U” de aleación de bronce,
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Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
con un acople universal la cual está unido con un tramo de cable de puesta a tierra y una grapa de
bronce.
Figura 5.8 Gancho de descarga estática
5.7.2.
Puesta a tierra de protección temporal de equipos.
Las tierras de protección temporal se deberán localizar en tales lugares y dispuesta de tal
manera que se evite que cualquier empleado esté expuesto a los peligros de diferencias de potencial
eléctrico.
Las tierras de protección temporal deberán ser capaces de conducir la máxima corriente de
falla que pueda fluir en el punto de puesta a tierra durante el tiempo necesario para limpiar la falla.
Las tierras de protección temporal deberán tener una impedancia suficientemente baja para
ocasionar la operación inmediata de los dispositivos de protección en caso de energización
accidental de los conductores o partes de circuitos eléctricos.
Página 59
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
Figura 6.9 Grapas y cable para puesta a tierra
5.7.3.
Tarimas aislantes
Este equipo sirve para aislar al personal eléctricamente con la tierra y que no se tenga
referencia de potencial para así evitar una descarga, estas tarimas deben estar colocadas frente al
equipo donde se va a realizar cualquier operación o mantenimiento.
Figura 5.10 Tarima aislante
5.7.4.
Detector de voltaje
Como su nombre lo indica sirve para detectar si existe potencial en algún equipo. Este equipo
de trabajo es de gran ayuda porque nunca se sabe si, aun cuando ya está abierto el circuito en el
que se va a trabajar aun exista un potencial presente y con esto lo podemos verificar de una manera
sencilla para poder entrar al lugar con toda seguridad.
Figura 5.11 Detector de voltaje
5.8. Señales y medidas de seguridad
Una manera importante de prevenir algún accidente es la prevención y esta consiste en dar
Página 60
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
aviso oportuno con algún tipo de señales de que alguna actividad está en proceso, tener cuidado o
simplemente de dar aviso de que no debe de aproximarse a algún sitio en el momento. En una
situación no esperada, cuando ocurre un accidente, es importante atender al personal lesionado de
manera adecuada, posteriormente también contar con el equipo necesario para poder atacar el
problema de manera más rápida posible y de manera correcta sin generar cualquier otro problema
es por eso que dentro de la operación de la red eléctrica se deberá considerar con los siguientes
puntos:
5.8.1.
Señales de aviso
Cuando sea necesario advertirle a los empleados sobre peligros eléctricos que los puedan
amenazar, se deberán utilizar: señales de seguridad, símbolos de seguridad o etiquetas de
prevención de accidentes para que así las personas tengan la noción de mantener su distancia
alejado de un punto en particular.
Figura 5.12 Señales de aviso
5.8.2.
Primeros auxilios
Son los cuidados o la ayuda inmediata, temporal y necesaria que se le da a una persona que
ha sufrido un accidente, enfermedad o agudización de esta hasta la llegada de un médico o
profesional paramédico que se encargará, solo en caso necesario, del trasladado a un hospital
tratando de mejorar o mantener las condiciones en las que se encuentra.
La persona que decide participar en la atención de un lesionado. Puede o no ser un profesional
de la salud, pero será el encargado de evaluar la escena, y así comenzar la revisión del lesionado.
Las obligaciones de esa persona son:

Tener el primer contacto con el lesionado.

Pedir ayuda porque no siempre se puede trabajar adecuadamente solo.

Realizar la evaluación primaria del paciente.

Solicitar el apoyo de los cuerpos de emergencia adecuados.
Página 61
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)

Liberar el espacio.

En caso necesario iniciar reanimación cardiopulmonar (RCP básico).

Dar datos del padecimiento o atención a los servicios de emergencia al llegar.
Es muy importante la rapidez con la que el paciente reciba una atención adecuada. Ya que de
esto la magnitud del daño, y el pronóstico de supervivencia o secuelas.
En el caso de que no sea una lesión de gravedad en el lugar se debe de contar con el equipo
necesario como es el caso de un botiquín de primeros auxilio para poder atender la lesión.
Figura 5.13 Botiquín primeros auxilios
5.8.3.
Extintor
La prevención de accidentes es muy importante ya que se pueden evitar sucesos no deseados
pero desafortunadamente no todos los accidentes se pueden evitar ya que como cualquier humano
se llegan a cometer errores y por cualquier motivo que llegara a ocurrir puede desencadenar algo
como es el ejemplo de un incendio y para eso existen normas por parte de STPS para atacar un
incendio de manera adecuada, rápida, por supuesto estamos hablando de un extintor.
Un extintor es un aparato que contiene un agente o substancia extintora que puede ser
proyectada y dirigida sobre un fuego por la acción de una presión interna. Esta presión interna puede
obtenerse por una compresión previa permanente, por una reacción química o por la liberación de
un gas auxiliar. El extintor debe estar en buen estado y el personal debe saber cómo manejarlo, su
colocación debe ser visible y accesible, deben estar próximos a las salidas de evacuación y,
preferentemente, sobre soportes fijados o paramentos verticales, de modo que la parte superior del
extintor quede como máximo a 1,70 m sobre el suelo.
Existen clases de fuego dependiendo el combustible que lo alimenta y en la tabla siguiente se
muestra esa clasificación:
Página 62
Capítulo 5 Los equipos de protección personal (EPP)
Clases de fuego
Clase A: Se denominan a los que se producen en combustibles sólidos
que producen brasas, por ejemplo: madera, tejidos, papel, goma, etc. Para su
extinción requieren de enfriamiento, o sea se elimina el componente
temperatura. El agua es la sustancia extintora ideal o se usan componentes
químicos clase A, ABC o espuma química.
Clase B: Se denominan fuegos de clase B los que se producen en
combustibles líquidos, por ejemplo: pinturas, grasas, solventes, naftas, etc. o
gases. Se apagan eliminando el aire o interrumpiendo la reacción en cadena.
Se usan componente químico clase BC, ABC, AFFF (espuma química).
Clase C: Fuego de equipos eléctricos de baja tensión. El agente extintor
no debe ser conductor de la electricidad por lo que no se puede usar agua
(químicos clase A ni espuma química). Se usan químicos clase BC ó ABC.
(Una vez cortada la corriente, se puede usar agua o extintores clase A o
espuma química AFFF).
Clase D: Se denominan fuegos de clase D los que se producen en
metales y aleaciones, por ejemplo: magnesio, titanio, zirconio, sodio, potasio,
etc. Requieren extintores con polvos químicos especiales.
Clase K: Se denominan fuegos de clase D los que se producen en
aceites vegetales o grasas animales, y se requieren extintores especiales para
fuegos clase K, que contienen una solución acuosa de acetato de potasio.
Tabla clases de fuego
Por lo que las subestaciones de ciudad universitaria deben de contar con extintores Clase C
para condiciones eléctricas, con compuestos químicos Clase BC ó ABC.
Página 63
Capítulo 6 Manual de operación
6. MANUAL DE OPERACIÓN
Al operar el equipo que se tiene en la red eléctrica de ciudad universitaria, sin ningún
inconveniente, es necesario llevar ciertos pasos que se deberán seguir al pie de la letra ya que de
no hacerlo podría resultar en algo no deseado, se menciona esto ya que equipos como es el caso
de las cuchillas deben de manipularse sin carga; o simplemente también por que se tiene un plan
de trabajo trazado, el cual se tendrá que ejecutar de la manera correcta. Una coordinación adecuada
de todo el personal que vaya a intervenir y ejecutando en orden todos los pasos a seguir de manera
ordenada se logrará que la operación salga de una manera exitosa.
Es por eso la razón de que se propone un manual de operación para la red eléctrica de ciudad
universitaria con la intención de que al momento de operar determinado equipo dentro de la
subestación el personal tenga el conocimiento y la seguridad de lo que va a realizar es una manera
adecuada de manipular el equipo.
A continuación se muestra la lista de la mayoría de los casos posibles que se pueden presentar
al momento de operar el equipo adecuadamente.
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Operación
Operación del cierre y apertura de una celda con interruptor
automático
Procedimientos de operación de los anillos que alimentan las
cargas en ciudad universitaria UNAM
Interrupción de acometida eléctrica ODB21
Interrupción de acometida eléctrica ODB24
Interrupción de acometida eléctrica ODB21 y ODB24
Falla en subestación general (SG1,SG2)
Falla en alimentador eléctrico
Falla en subestación derivada
Falla en carga eléctrica
Mantenimiento a subestaciones generales
Referencia
O–1
O–2
O–3
O–4
O–5
O–6
O–7
O–8
O–9
O – 10
De igual forma se menciona detalladamente y paso a paso lo que se debe realizar al momento
de operar adecuadamente el anillo, esto se explica de una manera muy sencilla de entender, con
la finalidad de que personal capacitado y autorizado pueda maniobrar los equipos eléctricos, bajo
las precauciones adecuadas de seguridad.
Página 64
Capítulo 6 Manual de operación
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –1
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
OPERACIÓN DEL CIERRE Y APERTURA DE UNA CELDA CON INTERRUPTOR AUTOMÁTICO
ACTIVIDAD
Las celdas utilizadas para la distribución de energía en media tensión, están diseñadas para
que su operación sea segura tanto para el personal que la ópera, como para la instalación y equipo
eléctrico.
Dichas celdas cuentan con elementos de maniobra y corte con los cuales se puede realizar
las operaciones que se requieran.
El equipo cuenta con dos botones: de apertura y de cierre de interruptor, el mecanismo
funciona con acumulación de energía de un resorte de cierre el cual es tensado de forma eléctrica
(con un motor) o manual (con palanca), después de haber finalizado el proceso de tensado se
engatilla. De este modo es acumulada la energía cinética, la cual a la hora de la operación es
liberada desde el mecanismo hacia los polos del interruptor a través de varillas de accionamiento.
Para que se efectué la maniobra de cierre, el resorte de cierre se desengatilla localmente de
forma mecánica (botón de cierre) o a distancia por vía eléctrica (telemando). Durante este proceso
el resorte de cierre tensa los resortes de apertura o los resortes de presión de contacto. El resorte
de cierre, ahora relajado, se vuelve a tensar automáticamente a través del motor o a mano. Ahora
los resortes tienen acumulada la secuencia de maniobras apertura-cierre-apertura.
El estado relajado/tensado del resorte de cierre puede detectarse por vía eléctrica mediante
un interruptor de posición.
Página 65
Capítulo 6 Manual de operación
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –2
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DE LOS ANILLOS QUE ALIMENTAN LAS CARGAS EN CIUDAD
UNIVERSITARIA UNAM
ACTIVIDAD
Los anillos que conforman la red de distribución de energía eléctrica en media tensión del
campus universitario de la UNAM, son semejantes entre sí por la forma en que operan en caso
de falla eléctrica o mantenimiento de sus equipos. Por tal razón se consideró al anillo C, a guía
de ejemplo, para la explicación de la operación, por la distribución y números de subestaciones
derivadas que posee.
El esquema principal de todos los anillos de la red eléctrica está dividido en dos partes por
así decirlo (sistema en anillo operación radial), por un lado el anillo es alimentado por la
subestación general 1 y por el otro lado por la subestación general 2, separado por un enlace en
posición normalmente abierto (ver diagrama unifilar página 19).
Para explicar la operación del anillo se debe tomar en cuenta distintos escenarios, los cuales
pueden ser principalmente por falla eléctrica y/o por mantenimiento a las instalaciones, por lo que
se mencionarán algunos de los más significativos.
Escenarios:








Interrupción de acometida eléctrica ODB21
Interrupción de acometida eléctrica ODB24
Interrupción de acometida eléctrica ODB21 y ODB24
Falla en subestación general (SG1,SG2)
Falla en alimentador eléctrico
Falla en subestación derivada
Falla en carga eléctrica
Mantenimiento a subestaciones generales
Página 66
Capítulo 6 Manual de operación
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –3
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
INTERRUPCIÓN DE ACOMETIDA ELÉCTRICA ODB21
ACTIVIDAD
Las subestaciones generales cuentan con transferencias automáticas, las cuales están en función
basculante, lo que quiere decir que si se detecta una ausencia de potencial eléctrico en la acometida que
está suministrando la energía, la transferencia hará el cambio automáticamente hacia la acometida con
potencial eléctrico. Cabe mencionar que esta falla solo afectará la operación de las cargas de la
subestación general 1, a menos que la subestación general 2 se esté alimentando por su acometida
emergente (ODB21).
Si se presentase este caso, los pasos que debe seguir el personal de monitoreo y control son los
siguientes:
1.
Corroborar que la transferencia haya realizado correctamente su función y este del lado de la
acometida emergente (ODB24).
2.
Verificar que las cargas estén alimentadas y no presenten problemas, de lo contrario analizar
cuál es el problema, comunicarse con el personal operativo de la subestación general 1.
Si fuese el caso.
Personal de monitoreo
a. Asegurarse de que exista potencial eléctrico en la acometida emergente.
b. Indicar a personal operativo que haga la transferencia de forma manual.
Personal operativo
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.
Colocarse el equipo de protección personal.
Ya que este confirmado por personal de monitoreo de que existe potencial en la acometida
emergente, proceder a operar el seccionador en SF6.
Verificar que el resorte de apertura este cargado, de lo contrario proceder a cargarlo.
Abrir celda de acometida preferente, oprimiendo el botón verde.
Cerrar celda de acometida emergente, oprimiendo el botón rojo.
Verificar que las operaciones de los pasos f y g, hayan sido realizadas en los esquemas
sinópticos.
Verificar que la carga esté alimentada por la acometida emergente.
Página 67
Capítulo 6 Manual de operación
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –4
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
INTERRUPCIÓN DE ACOMETIDA ELÉCTRICA ODB24
ACTIVIDAD
La acometida ODB24 es preferente en la subestación general 2, por lo tanto si hay una falla en el
suministro de energía por parte de esta acometida, solo se verá afectada las cargas de dicha subestación.
Al menos que la subestación general 1 esté utilizando la acometida ODB24 por falla o mantenimiento de
la acometida ODB21 (escenario anterior).
Los pasos a seguir se mencionan a continuación:
1.
Corroborar que la transferencia haya realizado correctamente su función y este del lado de la
acometida emergente (ODB21).
2.
Verificar que las cargas estén alimentadas y no presenten problemas, de lo contrario analizar
cuál es el problema, comunicarse con el personal operativo de la subestación general 1.
Si fuese el caso.
Personal de monitoreo
a.
b.
Asegurarse de que exista potencial eléctrico en la acometida emergente.
Indicar a personal operativo que haga la transferencia de forma manual.
Personal operativo
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.
Colocarse el EPP. (40 cal/cm2 de acuerdo con lo calculado en la página 51)
Ya que este confirmado por personal de monitoreo de que existe potencial en la acometida
emergente, proceder a operar el seccionador en SF6.
Verificar que resorte de apertura este cargado, de lo contrario proceder a cargarlo.
Abrir celda de acometida preferente, oprimiendo el botón verde.
Cerrar celda de acometida emergente, oprimiendo el botón rojo.
Verificar que las operaciones de los pasos f y g, hayan sido realizadas en los esquemas
sinópticos.
Verificar que la carga esté alimentada por la acometida emergente.
Página 68
Capítulo 6 Manual de operación
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DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –5
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
INTERRUPCIÓN DE ACOMETIDA ELÉCTRICA ODB21 Y ODB24
ACTIVIDAD
Cuando existe una falla en las dos acometidas ODB21 y ODB24, las cargas se quedan sin
alimentación eléctrica, solo las cargas que cuentan con planta de emergencia como lo es
el caso del anillo A estarán respaldadas el tiempo en que dure la falla.
En este caso, el operador de la subestación derivada que fue afectada y cuenta con el
respaldo de una planta de emergencia, tendrá que verificar que la planta haya tomado la
carga y que esté operando de forma adecuada, revisando continuamente los parámetros
como temperatura, nivel de diésel, y corrientes demandadas.
Página 69
Capítulo 6 Manual de operación
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DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –6
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
FALLA EN SUBESTACIÓN GENERAL (SG1, SG2)
ACTIVIDAD
Como se ha mencionado anteriormente las subestaciones generales cuentan con dos acometidas,
esto con el fin de garantizar el suministro de energía a las cargas, cuando falla una de las acometidas la
carga es transferida a la otra acometida disponible automáticamente, como ya se vio en el escenario dos
y tres.
Este escenario trata de una falla en la subestación, no precisamente por falta de acometidas, por
ejemplo, falla en el alimentador principal, fundición de un fusible, etc. Para ello se debe seguir los siguientes
pasos:
1.
El personal de monitoreo y control, detecta la falla e identifica su origen.
2.
El personal de monitoreo y control se debe comunicar con personal operativo de la
subestación general para cambiar información acerca de la situación.
3.
Personal operativo debe solicitar permiso a personal de control para liberar la subestación de
cualquier carga.
4.
Personal de control valora la falla y autoriza o niega, según el caso la libranza de la
subestación.
5.
Si la falla es de tal magnitud que se requiere desenergizar la subestación, se tendrá que
solicitar la libranza a la compañía suministradora CFE.
6.
Si se libera la subestación de la carga, se tendrá que energizar la parte del anillo afectada con
la subestación que no está presentando problemas, este paso lo debe evaluar y autorizar el
encargado en turno del centro de control. Para realizar la alimentación del anillo con una sola
subestación de debe proceder a los pasos a continuación descritos:
a.
El personal técnico operativo deberá colocarse su EPP (40 cal/cm2 de acuerdo con lo
calculado en la página 51)
b.
El personal técnico operativo deberá solicitar autorización para abrir seccionadores de
subestación que presenta la falla
c.
El personal de control autoriza la apertura de los seccionadores
d.
El personal técnico operativo solicita a personal de control la autorización para realizar
el cierre del enlace normalmente abierto.
e.
Una vez que se autoriza el cierre del enlace, el personal técnico procederá de forma
precavida a realizar la maniobra. Teniendo la certeza de que el resorte de cierre este cargado
deberá oprimir el botón de cierre de la celda por ambas partes de los seccionadores.
7.
Una vez que se hayan realizado los pasos anteriores tanto el personal de control como el
operativo tendrán que monitorear el comportamiento de las cargas, como también el de la
subestación.
Cabe mencionar que todas las maniobras se pueden efectuar a distancia desde el centro de control,
por medio del telemando de las celdas en SF6 de ser necesario.
Página 70
Capítulo 6 Manual de operación
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DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –7
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
FALLA EN ALIMENTADOR ELÉCTRICO
ACTIVIDAD
Las fallas en los alimentadores eléctricos subterráneos tienen un porcentaje bajo de que se
presenten. Los principales factores que pueden provocar fallas son principalmente el vandalismo y robo
del conductor, el daño por roedores, el mal mantenimiento de los conductores, entre otros.
Aunque sea bajo el riego de presentarse una falla en los conductores eléctricos en media tensión
subterráneos, se presentan y para ello se debe actuar de la siguiente manera:
1. El personal de control detectará la falla y la hará saber al personal operativo.
2. El personal operativo se colocará su EPP (40 cal/cm2 de acuerdo con lo calculado en la página
51) y valorará la situación de la falla.
3. Una vez detectado el punto de falla, el personal de control decidirá como bloquear la falla y
seguir alimentando la carga que no fue afectada. Para entender claramente se propone el siguiente
ejemplo:
En el anillo analizado C, se detecta una falla en el alimentador que está entre la carga “Instituto de
ingeniería edificio 12 y 18” y “Facultad de ingeniería división de estudios de posgrado A”.
El personal de control da instrucciones a personal operativo para valorar la falla, en caso de que se
necesite liberar de energía al alimentador dañado, se tendrá que proceder de la siguiente manera:
a.
Personal técnico operativo se colocará el EPP (40 cal/cm2 de acuerdo con lo calculado
en la página 51)
b.
Personal operativo solicitará autorización para abrir celda de la carga “Instituto de
ingeniería edificio 12 y 18” por el lado de la falla
c.
Personal operativo solicitará autorización para abrir celda de la carga “Facultad de
ingeniería división de estudios de posgrado A”. por el lado de la falla.
Con este paso se libera de energía el conductor que presentó falla.
d.
Personal operativo debe solicitar autorización para cerrar el enlace normalmente abierto
por sus dos extremos, con esto alimentamos las cargas “Instituto de ingeniería edificio 12 y 18”,
“Facultad de ingeniería división de estudios de posgrado B y C”, “Nave hidráulica” y “Torre de
ingeniería” por el lado de la subestación general 1. En este paso se debe tener la certeza de que
el alimentador esté totalmente desenergizado de lo contrario se estará alimentado la falla lo cual
puede ocasionar daños graves al personal que está operando y al equipo.
Los puntos anteriores se deben seguir en cualquier parte del anillo donde se presente una falla en el
alimentador, el objetivo es aislar la falla y alimentar las partes que no fueron afectadas, de esta forma se
puede proceder a dar el mantenimiento correctivo al alimentador donde ocurrió el evento.
Página 71
Capítulo 6 Manual de operación
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –8
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
FALLA EN SUBESTACIÓN DERIVADA
ACTIVIDAD
Cuando la falla se presente en una de las subestaciones derivadas, se deberá analizar
donde se originó. De las fallas que se pudieran presentar en la subestación derivada son: Falla
de seccionador en SF6, falla en alimentador de carga.
Si la falla se origina en el seccionador se debe verificar los siguientes pasos:
1. El personal operativo se comunicará con el personal de control para dar información de
la falla y pueda ser analizada.
2. El personal operativo se deberá colocar el EPP (40 cal/cm2 de acuerdo con lo calculado en
la página 51) y después de recibir autorización por parte del personal de control, esté
procederá a revisar si la transferencia está trabada o presenta alguna alarma.
3. Si el problema se puede solucionar con personal operativo proceder de forma
precavida, de lo contrario contactar al personal especializado para solicitar reparación del
equipo.
4. Si el problema no se pudo solucionar al instante y requiere de un especialista, se
tendrá que proceder a liberar esa subestación derivada y alimentar las cargas restantes
por medio del enlace, con previa autorización del personal de control.
Si la falla se presentase en el alimentador de la carga se deberá proseguir de la siguiente
manera:
1. El personal operativo debe solicitar autorización para abrir el interruptor de potencia de
la subestación derivada.
2. Una vez que fue autorizada la operación el personal operativo deberá colocarse el EPP
(40 cal/cm2 de acuerdo con lo calculado en la página 51) y proceder a abrir el interruptor de
potencia, oprimiendo el botón verde.
3. Verificar que no haya potencial eléctrico en el alimentador.
4. Mandar a tierra los alimentadores y proceder a la corrección de la falla.
Página 72
Capítulo 6 Manual de operación
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O –9
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
FALLA EN CARGA ELÉCTRICA
ACTIVIDAD
Cuando la falla se presenta en la carga de la subestación derivada, se procederá de la misma
forma que el escenario anterior con la falla del alimentador eléctrico ósea de la siguiente manera:
1. El personal operativo debe solicitar autorización para abrir el interruptor de potencia de
la subestación derivada.
2. Una vez que fue autorizada la operación el personal operativo deberá colocarse el EPP
8 (cal/cm2 de acuerdo con lo calculado en la página 52) y proceder a abrir el interruptor de
potencia, oprimiendo el botón verde.
3. Verificar que no haya potencial eléctrico en el alimentador.
4. Mandar a tierra los alimentadores y proceder a la corrección de la falla.
Página 73
Capítulo 6 Manual de operación
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE OPERACIÓN
O – 10
OPERACIÓN EN SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES GENERALES
ACTIVIDAD
Los interruptores y seccionadores de potencia aislados en SF 6 se caracterizan por ser
prácticamente nulos de mantenimientos, los pocos que se tienen es en los mecanismos de
apertura y cierre.
Cuando se requiera de dar mantenimiento a los equipos de las subestaciones es necesario
analizar si se tiene que hacer la libranza o trabajar con línea viva de ser necesario.
Los pasos a seguir para liberar las subestaciones generales para su mantenimiento son los
siguientes:
1. Tener definido si se hará mantenimiento a la subestación general en su totalidad o será
por partes.
2. Si es en su totalidad se tendrá que respaldar la parte del anillo que se está afectando
con el mantenimiento por medio de la subestación que alimenta la parte
complementaria.
3. El personal operativo y de control se tendrán que coordinar para que se transfiera la
carga a la subestación que no tendrá mantenimiento, por medio del enlace normalmente
abierto.
4. Si el mantenimiento se presenta solo en una de las secciones que conforman los anillos
esté estará respaldado por la otra subestación general, por medio del enlace
normalmente abierto. Sin que los demás anillos sean afectados con el mantenimiento.
Página 74
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
7. MANUAL DE MANTENIMIENTO
En el siguiente capítulo se verá la manera correcta de como poder realizar una maniobra exitosa
siempre y cuando sigan paso a paso las instrucciones que se mencionan sin omisión de alguno, ya
que saltarse pasos pondría ponerse en riesgo la integridad del personal, todo esta está debidamente
diseñado para que no ocurra nada fuera de lo normal y salga a la perfección. Se recuerda que al
realizar este tipo de procedimientos es indispensable que cada persona que interviene porte el
equipo de protección personal adecuado para su realizar su labor correspondiente.
A continuación se presenta la lista de los procedimientos que se llegan a ocurrir en una
subestación:
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Procedimiento
Procedimiento de rescate por electrocución
Procedimiento de libranza de subestación
Procedimiento de análisis de datos
Procedimiento de puesta en servicio
Procedimiento de asignación de responsabilidades de operación
y mantenimiento
Procedimiento de mantenimiento a transformador con red en
operación
Procedimiento de muestra de aceite a transformador
Procedimiento de mantenimiento para componentes de medición y
protección
Procedimiento a subestación compacta
Procedimiento a interruptor de potencia en vacío
Procedimiento preventivo a transformadores
Averías comunes en el transformador
Procedimiento de manejo de línea viva en 23 kV
Procedimiento a cable de energía en 23 kV
Procedimiento de potencial aplicado a cables de tensión media
Procedimiento de maniobra para subestaciones de 23 kV
Referencia
P-1
P-2
P-3
P-4
P-5
P-6
P-7
P-8
P-9
P-10
P-11
P-12
P-13
P-14
P-15
P-16
Para ver cada procedimiento se explica a continuacion paso a paso lo que se debe realizar al
momento de intervenir al anillo, esto se explica de una manera muy sencilla de entender con la
finalidad de que el personal calificado y autorizado tenga la oportunidad de manipularla con un
debido plan de trabajo, y por supuesto tomando las precauciones adecuadas de seguridad.
Página 75
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–1
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE RESCATE POR ELECTROCUCIÓN
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Todo el personal presente
IMPORTANTE: Este procedimiento debe ser conocido por todo el
personal que labore en el mantenimiento de Subestaciones y/o equipos y
ser aplicado de forma inmediata.
1. Guardar la calma y una persona deberá pedir ayuda al teléfono de
emergencia del Servicio Médico de la U.N.A.M., los teléfonos de
emergencia son los siguientes: 5616 0914, 5622 0140 ó 5622 0202
mientras se trata de prestar auxilio al accidentado.
2. Si la víctima ha quedado en contacto con un conductor o pieza bajo
tensión, debe ser separada del contacto como primera medida
siguiendo los siguientes pasos:
2.1. Dar la alarma y cortar de ser posible la corriente, según manual de
operaciones de alimentadores o según sea el caso.
2.2. Si resulta imposible cortar la corriente o el interruptor se
encuentra lejos, se intentará desenganchar a la persona con un
elemento no conductor como pértigas, tablas y/o cintas de cuero
los cuales deberán estar disponibles de acuerdo al formato F-2,
“Determinación de riesgos y acciones preventivas”.
2.3. Cuando el accidentado haya quedado enganchado en líneas de
ALTA TENSIÓN, no hay que acercarse a él.
Página 76
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–1
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE RESCATE POR ELECTROCUCIÓN
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Todo el personal presente
Solamente personal capacitado
para reanimación cardiopulmonar
3. Una vez que el accidentado ha quedado libre del contacto eléctrico,
se iniciarán las operaciones de socorrismo, que por orden de
urgencia son las siguientes:
3.1. Apagar el incendio de la ropa (si existe), colocando a la víctima
sobre el suelo y tratando de sofocar las llamas con mantas,
arena o cualquier otro material incombustible del que se disponga.
3.2. Verificar pulso y respiración.
3.3. Si la persona está consciente y los servicios de emergencia
no llegan, llevar de inmediato al Centro Hospitalario más
cercano.
Todo el personal presente
3.4. Si la persona está inconsciente, no respira y no presenta pulso
en la muñeca o cuello, presenta un paro del corazón, practicar la
respiración artificial y el masaje cardiaco.
3.5. Si se desconoce las técnicas de reanimación cardiopulmonar y
los servicios de emergencia no llegan, llevar de inmediato al
Centro Hospitalario más cercano.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 77
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
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DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–2
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE LIBRANZA DE SUBESTACIÓN
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Ingenieros responsables de los
trabajos
1. Realizar visita a subestación con diagrama unifilar para verificar el
estado físico de los componentes de la subestación.
2. Realizar termografía de los puntos de unión de los componentes que
conforman la subestación.
3. Asentar las observaciones en bitácora de obra.
4. Si el mantenimiento es a una subestación conectada a las líneas de
la empresa suministradora, se deberá pagar la libranza para llevarse
a cabo, previa solicitud con diez días mínimos de anticipación. Se
deberá informar a las áreas afectadas con un mes de anticipación.
5. La libranza de las subestaciones en 23kV se realizan de la siguiente
manera:
5.1. Desconectar la carga desde los anillos que sean necesarios.
5.2. Corroborar la apertura del circuito de enlace.
5.3. Apertura individual de los circuitos en vacío.
5.4. Apertura de interruptor principal.
5.5. Apertura del banco de baterías y bloqueo del sistema de
transferencia.
5.6. Coordinación con empresa suministradora para desconexión de
líneas.
5.7. Realizar el corte de las líneas alimentadoras.
Página 78
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–2
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE LIBRANZA DE SUBESTACIÓN
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Personal
responsable
mantenimiento
del
6. Colocar candados en los interruptores que estén abiertos para
evitar su conexión y el mismo personal deberá guardar la llave.
7. Colocar carteles que indiquen la realización de los trabajos,
para evitar que terceras personas ingresen al área de trabajo.
8. Mantener extintores para atacar algún problema que se pudiera
suscitar durante el mantenimiento.
8.1. Corroborar que la línea este desconectada con el detector
inductivo.
8.2. Colocar sistema de puesta a tierra.
8.3. Colocar la línea del bus de distribución a tierra.
8.4. Aterrizar los buses del tablero de distribución.
8.5. Colocar a tierra las secciones derivadas de los interruptores
del tablero o aterrizar de forma individual la carga.
8.6. Proceda a realizar las actividades de mantenimiento.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 79
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
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DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–3
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE ANÁLISIS DE DATOS
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-1
Personal
responsable
mantenimiento
del
1. Concluido los trabajos de mantenimiento, registrar los valores
obtenidos y fechas en la forma F-4.
2. La F-4 debe ser llenada una por cada tipo de prueba y equipo.
3. La forma F-4 debe ser foliada de forma consecutiva y
archivada de forma histórica.
4. Unir con una línea los valores obtenidos, para observar el
comportamiento de los equipos e inferir posibles fallos
futuros.
5. Firmar la F-4, en cada uno de los registros hechos.
6. Si se detecta algún cambio brusco en las gráficas durante el
transcurso del tiempo. Programar mantenimiento.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 80
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
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DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–4
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE PUESTA EN SERVICIO
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-1
Ingeniero responsable de los
mantenimientos.
1. Al finalizar las actividades de mantenimiento y antes de cerrar tapas y
cubiertas, corroborar inventario de herramienta y equipo.
2. Si la herramienta está completa, cerrar tapas y retirar terminales de
tierra adicionales.
3. Para la subestación.
3.1. Retirar las tierras físicas de los puntos de acometida.
3.2. Desbloquear la transferencia.
3.3. En coordinación con la empresa suministradora se procede
a energizar las líneas de acometida.
3.4. Cerrar las cuchillas de operación sin carga.
3.5. Cerrar cuchillas seccionadoras internas del (los) tablero(s) de
distribución.
3.6. Proceder al cierre del (los) interruptor(es) trifásico(s).
3.7. Corroborar la apertura del interruptor de enlace (con otras
subestaciones).
3.8. Proceder al cierre de los seccionamientos por anillo.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 81
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
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DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–5
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDADES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Todo el personal
1. No realizar ninguna actividad si el responsable del mantenimiento,
con el técnico de mayor categoría, no ha realizado las acciones de
libranza correspondiente.
2. Los operadores se ubicarán en los lugares asignados para iniciar las
actividades a desarrollar.
Ingeniero responsable
1. Asignará a un oficial el resguardo general de la herramienta la
cual debe contabilizar al iniciar las actividades.
2. Terminado el mantenimiento este oficial informará si la
herramienta se encuentra completa.
Ayudantes generales y eléctricos
1. Responsables de realizar limpieza general de las áreas y/o cuartos
eléctricos.
2. Limpieza general, aspirado de polvo en el interior y exterior de los
gabinetes, pisos generales, tarimas dieléctricas, recoger trapos, etc.
3. Responsables de acomodar y recoger el sobrante de materiales
utilizados en el mantenimiento.
Oficiales electricistas
1. Responsables de la limpieza de aislamientos.
2. Responsables de apriete general de tornillería, de acuerdo a estándar
de aprietes según grado de los tornillos en buses, conectores,
zapatas, terminales con opresor, etc.
Página 82
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
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DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–5
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDADES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Oficiales electricistas
1. Verificar que los juegos de tornillos estén completos (Doble roldana
plana, 1 roldana de presión, tornillo de grado galvanizado y tuerca).
2. Responsables de verificar los accionamientos y bloqueos en puertas,
interruptores, seccionadores, cuchillas, cambio o reposición de
chicotes y ajustes correspondientes.
3. Responsables de verificar y ajustar las conexiones de control y
equipos de medición.
Ingeniero Supervisor
1. Dar fe del desarrollo de las actividades.
2. Coordinar al personal para que se ejecuten los trabajos.
3. Levantar los datos de anomalías detectadas por los electricistas.
4. Verificar que las correcciones sean realizadas y/o apoyar para su
realización.
5. Tomar memoria fotográfica del desarrollo del servicio.
6. Verificar con el electricista encargado, que la herramienta está
completa y que los puentes de tierra sean retirados.
Ingeniero de pruebas
1. Responsable de realizar todas las pruebas a los equipos involucrados
en el mantenimiento, llenado de los reportes y análisis de resultados
para determinar alguna condición anormal en los equipos y actuar en
consecuencia.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 83
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
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DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–6
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADOR CON RED EN OPERACIÓN
RESPONSABLE
Ingeniero responsable
ACTIVIDAD
1-2
1. Maniobra para cambio de carga del Transformador:
1.1. Cambio de carga transformador.
Equipo de seguridad completo,
guantes de látex y guantes
dieléctricos electricistas
1.1.1.Retiro de carga del transformador.
1.1.2.Apertura de Interruptor principal.
1.1.3.Extracción de interruptor principal.
1.1.4.Cierre de cuchillas de enlace.
1.1.5. Cierre de interruptores derivados de carga del
transformador.
1.2. Apertura de cuchillas de operación sin carga en 23kV.
Personal (electricistas y
ayudantes)
1.3. Aterrizaje de terminales en secundario de cuchillas en 23 kV.
2. Acciones previas a la operación de mantenimiento:
2.1. Identificación de cables con cinta de color y número.
2.2. Apertura de cables en el primario y secundario del
transformador.
Ingeniero de pruebas
2.3. Limpieza de aislamientos y boquillas con dieléctrico para la
tensión de operación del sistema.
2.4. Limpieza de aislamientos en cuchillas, interruptores,
aisladores.
Ingeniero responsable
3. Realizar procedimiento: Pruebas al devanado del Transformador.
4. Restablecimiento de las condiciones de operación normal
4.1. Retiro de puentes de tierra y verificación de herramienta.
Página 84
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
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DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–6
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO A TRANSFORMADOR CON RED EN OPERACION
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Ayudantes
4.2. Cierre de elementos en 23 kV.
4.2.1. Cierre de cuchillas de operación sin carga.
4.2.2. Introducción en celda del interruptor principal.
4.2.3. Apertura de carga de circuitos del transformador.
4.2.4. Apertura de cuchillas de enlace.
4.2.5. Verificar apertura de interruptor de enlace.
4.2.6. Cierre de interruptor principal.
4.2.7. Cierre de carga de transformador.
Recoger materiales, herramientas y limpiar el área de trabajo.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 85
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
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DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–7
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MUESTRA DE ACEITE A TRANSFORMADOR
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Ingeniero de pruebas: Tomar
datos de placa del
equipo
1. Muestra de aceite del transformador para análisis en laboratorio.
2.
Equipo y accesorio necesario.
2.1. Jeringa de vidrio de 50 ml, limpio y rotulado con los datos
del transformador.
Rotular frasco y jeringa Equipo de
seguridad Guantes de látex
2.2. Frasco de 1000 ml limpio y rotulado con los datos del
transformador.
2.3. Juego de válvulas de 3 vías y manguera 3/16.
2.4. Charola para escurrimientos y aserrín.
2.5. Juego de reducciones para obtener una salida de 3/16 para
el muestreo
2.6. Cinta teflón.
2.7. Frasco para aceite sucio y garrafón antiderrames de aceite
3.
Obtención de la muestra
3.1. Colocar las reducciones en válvula del transformador
3.2. Colocar toma 3/16,
manguera 3/16, válvula 3 vías (1),
manguera 3/16, válvula 3 vías (2), jeringa
3.3. Charola para escurrimientos y aserrín en área de muestreo.
Página 86
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–7
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MUESTRA DE ACEITE A TRANSFORMADOR
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Ingeniero de pruebas.
3.4. Para obtener aceite limpio, válvulas 1 y 2 cerradas.
3.5. Colocar frasco para derrame en válvula 1 y abrir válvula
transformador, dejar salir aproximadamente 200 ml para
sacar suciedad y asentamientos de carbón en válvula.
3.6. Abra válvula 2 y obtenga aproximadamente 500 ml cierre y
pase aceite a jeringa, extraiga muestra, regrésela al frasco
2, vuelva a tomar muestra en jeringa asegure no llevar aire,
cierre y termine obtener muestra en frasco 2 hasta 1000 ml.
3.7. Cierre frasco 2 y abra válvula 1 recolecte aceite sobrante en
frasco escurrimientos.
4. Retire accesorios, coloque tapón con teflón, asegure no haya
fugas o lloriqueo en válvula transformador.
5. En caso de pequeños derrames, limpie con aserrín para
absorber el aceite y este aserrín confínelo en desechos con
aceite.
6. Enviar la muestra al laboratorio con el formato de “Cadena
de custodia externa” (F-5), asentando todos los datos del
transformador y responsable de la toma.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 87
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–8
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO PARA COMPONENTES DE MEDICIÓN Y PROTECCIÓN
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-1
Ingeniero responsable Ingeniero
de pruebas
1. Realizar el procedimiento de libranza.
2. Transformadores de corriente.
Tomar datos de placa del equipo
2.1. Prueba de resistencia de aislamiento.
2.2. Prueba de relación de transformación.
2.3. Prueba de saturación.
3. Transformadores de potencial.
3.1. Prueba de resistencia de aislamiento.
3.2. Prueba de relación de transformación.
3.3. Prueba de saturación.
4. Comprobación de alambrado de control.
Electricista
4.1. Verificar de apriete de tornillerías en equipos y apriete de
terminales de cables.
4.2. Apretar tornillería en clemas, tablillas de conexiones y de
terminales de cables.
que las zapatas terminales de cables se
encuentren correctamente ponchadas y no existan falsos
contactos.
4.4. Revisar que las conexiones correspondan a los
diagramas de alambrado de control correspondiente.
4.5. Identificar con números marcadores.
4.3. Revisar
5. Llenar los formatos F-8
5.1. Protocolo de prueba a T.C.
5.2. Protocolo de prueba a T.P.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 88
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–9
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO A SUBESTACIÓN DERIVADA
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Ingeniero responsable
1. Tramitar libranza si se requiere, para dejar fuera los equipos a
intervenir. Se inicia eliminando la carga de los tableros de
distribución, interruptores principales, interruptores de potencia
en aire y cuchillas de servicio.
2. Probar que el equipo no esté energizado verificando la apertura
Electricista responsable
física de los interruptores y/o cuchillas seccionadoras.
3. Aterrizar el tanque y estructura del equipo a intervenir.
4. Aterrizar el equipo a intervenir por 5 minutos para eliminar las
cargas capacitivas que puedan afectar las pruebas y por
seguridad personal.
5. Preparar el área de trabajo de acuerdo a lo requerido,
delimitándola para evitar el paso de personas ajenas mediante
en la realización del servicio de mantenimiento preventivo y
pruebas.
6. Preparar el equipo y herramientas indispensables para la
realización del servicio.
6.1. Limpieza general exterior de los gabinetes utilizando
líquido desengrasante a base de silicones para eliminar
polvo y mugre acumulada.
6.2. Limpieza
general interior de los gabinetes, barras,
aisladores, apartarrayos, conos de alivio, cuchillas de
prueba y seccionadores.
Página 89
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P–9
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO A SUBESTACIÓN DERIVADA
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Ingeniero responsable
Electricista responsable
6.3. Revisión general de operación de cuchillas de prueba y
seccionadores sin carga y desconectador con carga en
aire, ajuste y lubricación en superficies de contacto
móviles, verificación y ajuste de dispositivos de seguridad
de los mecanismos de accionamiento de cierre y apertura
del sistema de energía almacenada con disparo
automático rápido.
6.4. Verificación de apartarrayos: estos dispositivos se revisan
a fin de comprobar el grado de seguridad que ofrecen
éstos, contra descargas atmosféricas.
6.5. Apriete de conexiones: comprobación y reapriete de los
tornillos de unión entre barras, cables y terminales de los
transformadores a fin de evitar calentamientos peligrosos
por falsos contactos.
7. Retiro de herramienta y equipo utilizado durante el servicio.
8. Retiro de sistema de puesta a tierra puesto a los equipos.
Ingeniero responsable
9. Energizar el sistema eléctrico. colocar y cerrar, cuchillas de
servicio, interruptores de potencia en v a c í o , interruptores
termo-magnéticos y/o electromagnéticos e interruptores termomagnéticos derivados.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 90
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 10
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO A INTERRUPTOR DE POTENCIA EN VACÍO
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Ingeniero responsable.
1. Realizar el procedimiento de libranza.
Electricista responsable.
2. Realizar aspirado de polvo en mecanismo de operación,
cámaras de arqueo, terminales auxiliares, además de lubricar
las partes móviles del equipo de acuerdo a recomendaciones
del fabricante, en áreas de contacto eléctrico, se recomienda
el uso de grasa conductiva.
Ingeniero de pruebas.
3. Realizar pruebas de operación a los relevadores
sobrecorriente y auxiliares para su verificación y chequeo.
de
Tipos de relevadores de sobre corriente:
Electrónicos de 1° generación, contempla las protecciones de
sobrecarga, cortocircuito, protección de Instantáneo, y protección
de falla a tierra. Utilizan un transformador de corriente en cada
una de las fases, su operación está en función de la corriente
que pasa por la dona. Normalmente se ajustan a 6 veces la corriente
de calibración para su disparo.
Electrónica con microprocesador. Su operación es más
confiable al trabajar sobre la corriente eficaz de operación del
equipo, las corrientes de la dona son menores a la unidad,
cuentan con equipo de auto prueba, medición integrada,
comunicación a PLC´s, y computadoras.
Página 91
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 10
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO A INTERRUPTOR DE POTENCIA EN VACIO
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Ingeniero de pruebas.
4. Para realizar la prueba de operación del relevador de sobre
corriente, tome en cuenta:
5. El tipo, el modelo y los elementos con lo que realizará la
prueba.
6. Los relevadores de sobre corriente electromecánicos y
neumáticos se prueban por cada fase. Los Electrónicos sé
checa en una fase o en las tres si se requiere.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 92
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 11
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO PREVENTIVO A TRANSFORMADORES
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Ingeniero responsable.
1. Realizar el procedimiento de libranza especificado.
2. Mantenimiento preventivo a subestación derivada.
Electricista responsable.
2.1. Inspección y limpieza exterior del tanque.
2.2. Revisión de empaques en boquillas de baja tensión, alta tensión
y tapa principal del transformador.
2.3. Apriete de conexiones en lado de alta y baja tensión del
transformador.
2.4. Inspección y apriete en estructura metálica y herrajes.
2.5. Apriete de tornillería en bornes de línea y carga del interruptor
principal.
2.6. Inspección de alimentador y canalización en baja tensión.
2.7. Inspección de conductor y electrodo de puesta a tierra.
2.8. Prueba de resistencia de aislamiento en devanados del
transformador.
2.9. Prueba de resistencia óhmica.
3. Mantenimiento preventivo a transformador en aceite.
3.1. Limpieza exterior de tanque utilizando líquido desengrasante a
base de silicones.
3.2. Verificación externa de indicador de nivel y temperatura.
3.3. Reapriete de conexiones de línea
transformador, y de puesta a tierra.
Página 93
y
de
carga
del
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 11
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO PREVENTIVO A TRANSFORMADORES
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Electricista responsable.
3.4 Verificar que el cambiador de taps se encuentre en la posición
correcta de operación.
3.5 Revisión de boquillas de alta y baja tensión.
3.6 Prueba de resistencia de aislamiento, relación de transformación,
resistencia óhmica, hermeticidad, físico-química, eléctrica,
cromatografía de gases y factor de potencia a devanados.
4. Rutina de servicio de pruebas a subestaciones compactas
4.4 Pruebas de aislamiento entre buses y a tierra.
4.5 Apartarrayos. Verificación de conexión y que no exista terminales
sueltas
4.6 Prueba de resistencia de aislamiento a cables de potencia en el
primario el transformador.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 94
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 12
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
AVERIAS COMUNES EN EL TRANSFORMADOR
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Ingeniero responsable y/o
Ingeniero de pruebas.
1.
Los aspectos que permiten determinar anomalías en un
transformador, así como, prever la posibilidad de mayores
alteraciones en el comportamiento del mismo son las siguientes:
1.1. Acumulación de material húmedo entre los puentes de
conexión o cambiadores de Taps.
Seguir los procedimientos de
rutina.
1.2. Falla en la conexión del devanado a las boquillas del
transformador.
1.3. Temperatura excesiva del transformador.
1.4. Variación de tensión.
2. En estos casos se requiere realizar las pruebas indicadas para su
determinación.
2.1. Ruptura de boquillas en alta y baja tensión.
2.2. Fugas de aceite en empaques, uniones, válvulas y sellos
de unión.
3. Estos son resultado de la revisión que se realiza al transformador
en las inspecciones de rutina, recuerde que la falta de aceite en
el transformador puede provocar alguna de las anomalías
indicadas previamente.
Realizar filtrado y desgasificado del aceite aislante del
transformador cuando el aceite de un transformador acusa
humedad y su nivel de dieléctrico no llega a 21,000 Volts.
Página 95
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 12
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
AVERÍAS COMUNES EN EL TRANSFORMADOR
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
1. Si los resultados de las pruebas indican valores bajos,
Ingeniero responsable
anormales, o fuera de límites permitidos se deberá considerar
el filtrado y desgasificado del aceite aislante. Este proceso se
realiza sin necesidad de parar la planta o desenergizar el
transformador.
2. Cuando el análisis físico químico da como resultado presencia
de acidez en el aceite, no es posible su regeneración.
Acciones a realizar
3. Poner fuera de servicio al transformador.
4. Retirar el aceite existente y almacenar de acuerdo a los
procedimientos de recolección y contención.
5. Lavar el tanque internamente con aceite nuevo por 3 hr. y
desechar éste, de acuerdo al procedimiento de contención.
6. Introducir aceite nuevo al transformador.
7. Restablecer el servicio y energizar el transformador.
8. A los 6 meces realizar una nueva prueba del aceite y asignar
como patrón para futuras referencias.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 96
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 13
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MANEJO DE LINEA VIVA EN 23 kV
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Ingeniero responsable.
Electricista en tensión media.
Equipo de seguridad
obligatorio:
Casco
Lentes.
Guantes dieléctricos a la
capacidad de la línea o mayor.
Zapato dieléctrico normalizado a
40 kV STPS.
1. Para el manejo de guantes para una tensión media 23 kV, es
necesario:




Guante de algodón para evitar la sudoración de la mano.
Guante dieléctrico con capacidad para 25 kV mínimo.
Protección al electricista operador.
Guante de piel para proteger el guante dieléctrico.
2. En este orden deben ser colocados y operados.

Electricista en tensión media.
El guante dieléctrico debe estar limpio y sin grasa, sin
cuarteaduras, ni estar quebradizo, pegajoso o chicloso. Si el
guante dieléctrico presenta alguna de estas características
deberá ser desechado, SUS PROPIEDADES HAN
CADUCADO Y PONEN EN PELIGRO DE MUERTE AL
OPERADOR.
3. Para la operación de extracción e inserción de codos inserto
Este trabajo se realiza en línea viva en 23 kV y deberá de
verificar los puntos:





Los codos cuentan con las colillas de tierra correspondientes.
Las orejas de jalado e inserción no presentan cuarteaduras o
roturas.
El cable del adaptador de tierra está conectado a la red de tierra
física del equipo o pozo.
Humedad en el registro o equipo.
Tarima de fibra aislante.
Página 97
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 13
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MANEJO DE LINEA VIVA EN 23 kV
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Ingeniero responsable.
4. Indique las medidas correctivas en caso de no cumplir alguno de
los puntos anteriores.
5. Operación de pértiga escopeta.
Electricista en tensión media
6. Extracción de codo inserto.
6.1. Colóquese el equipo de seguridad completo.
6.2. Abra las tenazas de la pértiga, enganche el punto de
jalado cierre la pinza.
6.3. Aplique el seguro.
6.4. Apoyado firmemente realice un tirón firme y extraiga el
codo, colóquelo en soporte.
6.5. Abra el seguro y abra la mordaza.
7. Con un detector de tensión inductivo, compruebe que el codo
quedo sin energía.
8. Realice las correcciones por las cuales abrió la línea.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 98
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 14
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO A CABLE DE ENERGÍA EN 23 kV
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
Ingeniero responsable.
1. Cumplir los puntos del procedimiento de línea viva y las
medidas de seguridad para el electricista operador.
2. Revisar obra civil general, para verificar las condiciones de
seguridad y asentar observaciones en el reporte de
inspección a cables.
3. Operación de pértiga Escopeta.
Electricista en tensión media.
Equipo de seguridad obligatorio:
4. Extracción de codo inserto.
4.1. Colóquese el equipo de seguridad completo.
4.1.1.Abra las tenazas de la pértiga, enganche el punto de
Casco.
Lentes.
Guantes dieléctricos a la
capacidad de la línea o mayor
Zapato dieléctrico normalizado a
40 kV STPS.
jalado cierre la pinza.
4.1.2.Aplique el seguro.
4.1.3.Apoyado firmemente realice un tirón firme y
extraiga el codo, colóquelo en soporte.
4.1.4.Abra el seguro y abra la mordaza.
5. Con un detector de tensión inductivo, compruebe que el codo
Ingeniero de pruebas
quedo sin energía.
6. Realice las correcciones por las cuales abrió la línea.
7. Realiza la prueba de aislamiento al conductor por 5 minutos. Según
procedimiento de prueba a cables de energía.
Página 99
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 14
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO A CABLE DE ENERGÍA EN 23 kV
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
Electricista en tensión media
8. Inserción de codo inserto.
8.1. Colóquese el equipo de seguridad completo.
8.1.1.Abra las tenazas de la pértiga, enganche el punto de
jalado, cierre la pinza.
8.1.2.Aplique el seguro.
8.1.3.Verifique que el codo tenga suficiente lubricante.
8.1.4.Apoyado firmemente realice el empuje e inserte el
codo, asegure su conexión con la liga de color en su
sitio.
8.1.5.Abra el seguro y abra la mordaza.
8.1.6.Retire la tarima aislante.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 100
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 15
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE POTENCIAL APLICADO A CABLES DE TENSIÓN MEDIA
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-2
1. Medición de la resistencia de aislamiento.
Ingeniero responsable Valor
mínimo requerido
R = K log (D/d)
Dónde: k= 50,000,
D= Diámetro exterior,
d= diámetro del cobre.
1.1. Pruebas a cables en operación.
1.2. Realizar procedimiento de apertura de cable de energía en
ambos extremos del conductor a probar.
1.3. Todos los accesorios (codos, empalmes) deberán estar
colocados.
Ingeniero de pruebas
1.3.1.Colocar la terminal + en la punta del codo.
1.3.2.Colocar la terminal – en la trenza de tierra.
1.3.3.Realizar la lectura de tensión por 5 minutos a 5000 Vcd.
1.3.4.Anotar los valores obtenidos en el formato
correspondiente.
2. Aplicación de high-pot.
2.1. Tensión de prueba para 23 kV aplicar 30 kV por 5
minutos.
2.1.1.Coloque el cable de alta tensión en la punta del
cable a probar.
2.1.2.Coloque el cable de retorno en pantalla de tierra.
2.1.3.Energice el equipo, lentamente suba la tensión
hasta la tensión de prueba.
2.1.4.Mantenga la tensión de prueba por 5 minutos y
registre los valores de fuga de corriente durante
cada minuto.
Página 101
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 15
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE POTENCIAL APLICADO A CABLES DE TENSIÓN MEDIA
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-2
2.1.5.Al terminar reduzca lentamente la tensión hasta
Ingeniero de pruebas
cero, cuide la aguja del medidor de corriente.
2.1.6.Retire los cables de prueba, limpie el área.
2.1.7.Al terminar reduzca lentamente la tensión hasta
cero, cuide la aguja del medidor de corriente.
2.1.8.Apague el equipo.
2.1.9.Retire los cables de prueba, limpie el área.
2.2. Proceda a la conexión del cable de acuerdo al
procedimiento de cierre de cable de energía
Ayudantes
3. Limpieza general del área, acomodo de la herramienta y cierre
de tapas.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 102
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 16
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MANIOBRA PARA SUBESTACIÓN GENERAL
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
1-3
Ingeniero responsable
1. Procedimiento de apertura.
Verifique componentes de la subestación contra el
diagrama unifilar.
1.2.
Apertura de carga de los circuitos derivados.
1.3.
Apertura de interruptor general.
1.4.
Verificar que el Interruptor de enlace permanezca abierto
y quede bloqueado.
1.5.
Apertura del circuito de control del tablero Metalclad.
1.6.
Apertura de cuchillas.
1.7.
Apertura de transformador de servicios.
1.8.
Apertura de cuchillas en medición.
1.9.
Apertura de transferencia automática y bloqueo de
control.
1.10. Apertura de cortacircuitos.
1.11. Desconecte las terminales de salida del banco de
baterías.
1.1.
2. Procedimiento de puesta a tierra.
2.1. Verifique con detector inductivo que no exista tensión en
las líneas y acometidas por parte de CFE.
2.2. Coloque los puentes de tierra en las terminales de llegada
de la acometida eléctrica.
2.3. Proceda a aterrizar los componentes de la subestación.
2.4. Extraiga los interruptores de sus respectivas silletas.
Página 103
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 16
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MANIOBRA PARA SUBESTACIÓN GENERAL
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
2-3
Ingeniero responsable
3. Procedimiento de mantenimiento.
3.1. En los puntos de unión y terminales de conexión.
3.2. En puntos de unión abra los elementos, aplique grasa
conductiva (PENETROX).
3.3. Realice le verificación de torque en todos los componentes
de la subestación.
3.4. Verifique apriete de terminales y tablillas de control de
todas las secciones del Tablero.
4. Protocolo de pruebas, aplican:
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
4.5.
Protocolo de pruebas tablero de media tensión.
Protocolo de pruebas de interruptor de potencia.
Protocolo de pruebas cuchillas.
Protocolo de pruebas relevadores.
Protocolo de pruebas cables de energía.
5. Procedimiento de cierre de la subestación
Revisión de herramienta completa, inspección en tableros
Cierre de tapas y cubiertas.
Retiro de puentes de tierra.
Energice banco de baterías.
Coloque interruptores en sus silletas compruebe la
inserción correcta, pruebe cierre y apertura de cada uno.
5.6. Habilite control de la transferencia automática.
5.7. Cierre cortacircuitos.
5.8. Cierre cuchilla de equipo de medición de CFE.
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
5.5.
Página 104
Capítulo 7 Manual de mantenimiento
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
MANUAL DE PROCEDIMIENTO
P – 16
MANTENIMIENTO A SUBESTACIONES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS
PROCEDIMIENTO DE MANIOBRA PARA SUBESTACIÓN GENERAL
RESPONSABLE
ACTIVIDAD
3-3
Ingeniero responsable
5.9. En coordinación con el personal de CFE cierre la
alimentación de las acometidas.
Compruebe la operación de la transferencia
automática.
5.11.
Verifique presencia de tensión en las tres fases con
un detector inductivo.
5.12.
Proceda al cierre del transformador de servicios.
5.13.
Compruebe que el interruptor de enlace se
encuentre abierto y bloqueado.
5.14.
Cierre interruptor principal, verifique datos generales
en equipo de medición y protección.
5.15.
Cierre circuitos derivados.
5.10.
6. Realizar limpieza general de pasillos terminado el servicio de
mantenimiento.
FIN DE PROCEDIMIENTO
Página 105
Capítulo 8 Caso particular de una falla en la red eléctrica de ciudad universitaria
8. CASO PARTICULAR DE UNA FALLA EN LA RED ELÉCTRICA DE CIUDAD
UNIVERSITARIA
A continuación se presentará un caso particular de una falla en la red de distribución eléctrica
de ciudad universitaria UNAM, esto con el fin de proporcionar un claro ejemplo de cómo proceder
en una contingencia. Aunque existen diversos tipos de fallas, en nuestro ejemplo nos enfocaremos
en específico a la falla de fase a tierra, esto debido a que es la falla que se presenta con un mayor
porcentaje que cualquier otra incidencia.
Nuestro escenario será el anillo B, el cual está conformado de la siguiente manera:
SG1 – Biblioteca Central – Dirección del CCH – Consejos Académicos – Estadio de Practicas
– Frontón cerrado – Trabajo Social – SG2
El anillo B en condiciones normales opera de la siguiente forma:
La SG1 suministra la energía eléctrica por medio del circuito B/ 1-SG1 del punto Biblioteca
Central hasta Dirección del CCH en seguida se encuentra al enlace normalmente abierto.
La SG2 suministra la energía eléctrica por medio del circuito B/ 2-SG2 del punto Trabajo Social
hasta Consejos Académicos terminando en el enlace normalmente abierto para tener una mejor
noción ver diagrama unifilar anillo B en la figura 8.1.
Equipos eléctricos a considerar
Un punto importante es tener en cuenta que equipos conforman la subestación debido a que
el operador se deberá de poner el equipo de seguridad personal para opera la red.
Como primer lugar está el interruptor de potencia el cual libera de forma automática la falla,
es importante mencionar que para la selección de este equipo se debió analizar el nivel de corto
circuito en el punto, el cual para nuestro ejemplo en el punto que se está analizando es de 2415.98
[A], esto por el simple hecho de saber qué nivel de energía va a interrumpir en caso de una falla
para que no se produzcan soldaduras en los contactos del mismo que impidan la apertura u otra
falla que afecte la operación del sistema.
El relevador es el dispositivo con el cual se gobierna la lógica de operación del interruptor,
por medio de esté se establecen los parámetros de apertura y cierre en el interruptor de potencia.
El siguiente dispositivo importante en el análisis de nuestro ejemplo es el seccionador con el
cual como su nombre lo indica nos sirve para seccionar las partes de nuestro circuito.
Una parte que no debemos dejar de considerar es el sistema de tierras, el cual dirige la
corriente de falla hacia tierra, en la red eléctrica de ciudad universitaria se conforma por electrodos
profundos.
Origen de la falla
Página 106
Capítulo 8 Caso particular de una falla en la red eléctrica de ciudad universitaria
Como se mencionó anteriormente se analizará una falla de fase a tierra, está falla se originó
en el circuito B/ 1-SG1, debido a que en la fase A el aislamiento sufrió un daño ocasionado por un
roedor.
El daño del aislamiento provoco que la distancia dieléctrica entre el conductor de tierra y la
fase del circuito disminuyera y la rigidez dieléctrica del aire en ese punto se rompiera y se produjera
un corto circuito por arco eléctrico.
Procedimiento para resolver falla de forma manual
Para llevar a cabo el procedimiento se debe considerar la participación de cuatro equipos
formados de la siguiente manera:
Equipo monitoreo: integrado por 1 ingeniero o 1 técnico certificado
Equipo operativo 1: integrado por 2 técnicos electricistas
Equipo operativo 2: integrado por 2 técnicos electricistas
Equipo operativo 3: integrado por 2 técnicos electricistas
1. Surge la falla de fase a tierra en alimentador B/ 1-SG1 del anillo B.
2. El interruptor principal en media tensión del circuito B/ 1-SG1 del anillo B libera la falla
automáticamente.
3. Personal de monitoreo detecta la falla por apertura de interruptor principal del circuito
B/ 1-SG1 del anillo B.
4. Personal de monitoreo analiza la falla y valora la situación, da a viso a los equipos de
personal operativo para que se trasladen al punto de falla.
5. Personal de monitoreo autoriza a personal operativo realizar labores en SG1.
6. Personal operativo equipo 1 se coloca el equipo de protección personal.
7. Personal de monitoreo autoriza a personal operativo para seccionar el alimentador del
circuito B/ 1-SG1 del anillo B.
8. Personal operativo equipo 1 procede a verificar físicamente que interruptor de potencia
haya abierto correctamente (se observa en el indicador de posición de interruptor).
9. Personal operativo equipo 1 debe abrir seccionador de la celda en media tensión del
circuito B/ 1-SG1, esto para garantizar el corte de energía en el alimentador.
10. Personal de monitoreo da la orden a personal operativo equipo 2 que ingrese la
subestación “Biblioteca Central”. Debido a que el interruptor que operó fue en la SG1,
el circuito B/ 1-SG1 del anillo B quedo desenergizado dejando fuera todas las cargas.
Página 107
Capítulo 8 Caso particular de una falla en la red eléctrica de ciudad universitaria
11. Personal de monitoreo confirma que se puede abrir interruptor de subestación
“Biblioteca Central” del lado del alimentador B/ 1-SG1.
12. Personal operativo 2 con EPP colocado procede a abrir el interruptor de potencia.
13. Personal de monitoreo da la orden a personal operativo equipo 3 que ingrese a cuarto
de enlace de anillo B.
14. Personal de monitoreo confirma que se puede cerrar enlace de anillo B.
Con el enlace cerrado se restablece el suministro a las cargas del circuito B/ 1-SG1,
por medio de la SG2 mediante el circuito B/ 2-SG2.
15. Personal de monitoreo vigilará el comportamiento de la SG2 y de las cargas del anillo
B.
16. Personal operativo equipo 1 reportará a personal de monitoreo la situación en la SG1
y en el alimentador B/ 1-SG1.
17. Se establecerá que tipo de mantenimiento se requiere para solucionar la falla.
18. Para este caso de falla la solución está en reemplazar el conductor dañado.
Procedimiento para resolver falla de forma remota
La red de distribución en media tensión de ciudad universitaria UNAM, está diseñada para
operar de forma automática y puede ser operada a distancia, es por ello que de presentarse una
contingencia se puede solucionar rápidamente por medio de mandos del personal de monitoreo.
Para llevar a cabo el procedimiento se debe considerar la participación de dos equipos
formados de la siguiente manera:
Equipo monitoreo: integrado por 1 ingeniero o 1 técnico certificado
Equipo operativo 1: integrado por 2 técnicos electricistas
1. Surge la falla de fase a tierra en alimentador B/ 1-SG1 del anillo B.
2. El interruptor principal en media tensión del circuito B/ 1-SG1 del anillo B libera la falla
automáticamente.
3. Personal de monitoreo detecta la falla por apertura de interruptor principal del circuito
B/ 1-SG1 del anillo B.
4. Personal de monitoreo analiza la falla y valora la situación, da a viso al equipo de
personal operativo para que se traslade al punto de falla.
5. Personal de monitoreo manda la señal para que el seccionador del alimentador del
Página 108
Capítulo 8 Caso particular de una falla en la red eléctrica de ciudad universitaria
circuito B/ 1-SG1 del anillo B opere y abra.
6. Personal de monitoreo manda la señal para que el interruptor de subestación
“Biblioteca Central” del lado del alimentador B/ 1-SG1 abra.
7. Personal de monitoreo manda la señal para cerrar enlace del anillo B.
Con el enlace cerrado se restablece el suministro a las cargas del circuito B/ 1-SG1,
por medio de la SG2 mediante el circuito B/ 2-SG2.
8. Personal de monitoreo da la orden al equipo de personal operativo a que verifique
físicamente que todas las operaciones no hayan presentado ningún problema.
9. Personal de monitoreo vigilará el comportamiento de la SG2 y de las cargas del anillo
B.
El procedimiento que se llevó a cabo es similar si ocurriera la falla en cualquier sección del
anillo ya sea del lado del circuito B/ 2-SG2 o entre las cargas.
Página 109
Capítulo 8 Caso particular de una falla en la red eléctrica de ciudad universitaria
Figura 8.1 Diagrama unifilar caso particular falla anillo B
Página 110
Capítulo 8 Caso particular de una falla en la red eléctrica de ciudad universitaria
Diagrama unifilar Subestación General 2
Página 111
Capítulo 8 Caso particular de una falla en la red eléctrica de ciudad universitaria
Diagrama unifilar Subestación Derivada
Página 112
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
9. CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO
Los equipos eléctricos y las partes conductoras funcionan adecuadamente solo en el caso en
que sean seleccionadas correctamente bajo las condiciones de operación normal y de falla,
tomando en consideración su lugar de instalación dentro del sistema eléctrico.
Todos los equipos y partes conductoras de la instalación eléctrica que entran al circuito en
corto, se ven sometidos a la acción dinámica y térmica de la corriente de cortocircuito, por lo cual
deben comprobarse en estabilidad térmica y estabilidad dinámica. Además, se debe corroborar
algunos parámetros como: capacidad interruptiva, tensión, etc.
La estabilidad dinámica se comprueba por medio de la corriente de golpe trifásica, es decir, la
corriente de máxima amplitud que se presenta en el primer ciclo después de producirse el
cortocircuito.
La estabilidad térmica se comprueba por la corriente de cortocircuito trifásica o bifásica,
dependiendo de cuál de ellas genera más calor en el elemento dado. Si se da el caso de que la
corriente de cortocircuito monofásica sea la mayor, entonces el equipo se selecciona en base a ésta.
9.1. Método por MVA’s
Este método es usado en donde se requiera no ser considerada la resistencia de los elementos
que integran el sistema, ya que resulta ser un método aproximado. El desarrollo de este método se
basa en los siguientes pasos:
 La impedancia del equipo deberá convertirse directamente a MVA de corto circuito por
la primera ecuación, si la reactancia del equipo está en % o por la segunda ecuación, si
la reactancia está en por unidad.
𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 =
(𝑀𝑉𝐴𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 )𝑥100
% 𝑋 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜
𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 =
(𝑀𝑉𝐴𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 )𝑥100
% 𝑋 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜
 La impedancia de líneas y alimentadores (cables) deberá convertirse directamente a
MVA de corto circuito por medio de la siguiente ecuación, si la reactancia de la línea está
en Ohms.
𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 =
𝑘𝑉 2
𝑋𝑂ℎ𝑚𝑠
Donde se observa que los kV son los correspondientes a los de línea-línea del cable.
 Dibujar dentro de rectángulos o círculos todos los MVA de corto circuito de equipos y
Página 113
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
alimentadores siguiendo el mismo arreglo que éstos tienen en el diagrama unifilar.
 Cambiar los valores de MVAcc del sistema hasta encontrar un valor equivalente en el
punto de falla, considerando que los valores en serie se combinan como si fueran
resistencias en paralelo y los valores que estén en paralelo se suman directamente.
 Reducir el diagrama unifilar (ya con los cambios del punto anterior) como si fuera una
red de secuencias del método de componentes simétricas.
 Con el valor encontrado en el paso anterior, se calcula la corriente de corto circuito
trifásico de la siguiente manera:
𝐼𝑐𝑐 =
(𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐 )𝑥1000
√3(𝑘𝑉)
Donde se observa que los kV son los correspondientes a los de línea-línea en el punto de falla.
Cabe mencionar que, este método solo se aplica a una falla trifásica, ya que para una
monofásica el procedimiento se complica demasiado.
9.2. Sistema en por unidad
El valor en por unidad (p.u.) es el resultado de la relación de un valor cualquiera con respecto
a una cantidad elegida como base, ambas con las mismas unidades.
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑛 𝑝. 𝑢. =
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑎𝑙
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑏𝑎𝑠𝑒
La impedancia o reactancia de los elementos pasivos (transformadores, líneas de transmisión,
cables) se considera constante a través del tiempo.
La impedancia o reactancia de los elementos activos (máquinas rotatorias) se representa como
una fuente de voltaje constante en serie con su impedancia, la cual varia a través del tiempo, después
de ocurrida la falla. Con este método se tienen las siguientes ventajas:

Los parámetros de los elementos del sistema tienden a caer en un intervalo
relativamente angosto, lo que hace resaltar estos valores y permite detectar errores.

Se eliminan los transformadores ideales que aparecen en la red.

El voltaje en las diferentes secciones de la red es normalmente cercano a la unidad.

Los fabricantes de equipo eléctrico expresan normalmente la impedancia de sus
aparatos en por ciento o en por unidad de los valores nominales que figuran en la placa de datos.
Sin embargo el método presenta las siguientes desventajas:
Página 114
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito

abstractos.
El sistema modifica los componentes de los circuitos equivalentes, haciéndolos más

Algunas veces los desfasamientos que están presentes en un circuito normal,
desaparecen en el circuito en por unidad.
En el sistema en por unidad existen cuatro cantidades base:

Potencia base

Tensión base

Corriente base

Impedancia base
Usualmente se selecciona un valor conveniente para la potencia base en Volt-Ampere y un
voltaje base en determinado nivel, quedando establecidos los voltajes base en otros niveles por la
relación de transformación de los transformadores.
Cabe aclarar que el sistema en por unidad es simplemente un método de normalización.
En las fórmulas siguientes, las tensiones base son tensiones de línea a línea en kV y la potencia
base es la potencia trifásica en kVA o MVA.
La corriente base y la impedancia base en cada nivel se obtienen a partir de las relaciones:
𝑆 =𝑉∗𝐼
𝑉 = 𝐼∗𝑍
De donde, para un sistema trifásico se obtienen las siguientes relaciones:
𝐼𝑏𝑎𝑠𝑒 =
𝑍𝑏𝑎𝑠𝑒 =
𝐾𝑉𝐴𝑏𝑎𝑠𝑒
√3𝐾𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒
(𝐾𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 )2
𝑀𝑉𝐴𝑏𝑎𝑠𝑒
Cuando las impedancias de los elementos del sistema se expresan en ohms, se convierten los
valores en por unidad mediante la siguiente relación:
𝑍𝑝.𝑢. =
𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑂ℎ𝑚𝑠 𝑥 𝑀𝑉𝐴𝑏𝑎𝑠𝑒
(𝑘𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 )2
Página 115
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
La impedancia de los transformadores, expresada en por ciento y referida a su potencia nominal
en kVA, se convierte en valor en por unidad de acuerdo con la siguiente relación:
𝑍𝑝.𝑢. =
𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 % 𝑥 𝑘𝑉𝐴𝑏𝑎𝑠𝑒
𝑘𝑉𝐴𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑥 100
La reactancia de los motores y generadores expresada en por unidad y referida a su potencial
en kVA, se convierte en la nueva base con la relación:
𝑋𝑝.𝑢. =
𝑋𝑝.𝑢.𝑀𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑥 𝑘𝑉𝐴𝑏𝑎𝑠𝑒
𝑘𝑉𝐴𝑀𝑜𝑡𝑜𝑟
Las reactancias para representar las máquinas rotatorias de la compañía suministradora, se
determinan suponiendo que los MVA disponibles toman el valor de 1.0 en por unidad referida a una
base unitaria en MVA, o que una potencia de 1.0 en por unidad corresponde a una reactancia de 1.0
en p.u. a una tensión de 1.0 en p.u.
Es necesario que las impedancias a utilizar en un estudio de corto circuito queden referidas a
la base elegida (base1), por lo tanto, para conocer el nuevo valor en p.u. de un elemento del cual ya
tenemos su anterior valor en p.u. referido a otra base cualquiera (base2), bastará utilizar la siguiente
ecuación.
𝑍𝑝.𝑢.
𝑀𝑉𝐴𝑏𝑎𝑠𝑒 2 𝑘𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 1 2
= 𝑍𝑝.𝑢.1 (
)(
)
𝑀𝑉𝐴𝑏𝑎𝑠𝑒 1 𝑘𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 2
9.3. Componentes asimétricas
En un sistema trifásico balanceado en condiciones normales de operación, al ocurrir una falla,
por lo general se presenta un desequilibrio en las ondas de tensión y de corriente, modificando sus
magnitudes y sus ángulos en cada una de las tres fases, para la determinación de estas magnitudes
y ángulos se requiere del método denominado componentes simétricas.
El método de las componentes simétricas es una herramienta matemática, que se aplican
comúnmente en el cálculo de fallas en un sistema eléctrico de potencia.
El método consiste en que cualquier sistema desbalanceado de N fasores, puede ser resuelto
como la suma de N sistemas de fasores balanceados, llamados componentes simétricas de los
fasores originales (Teorema de Fortescue).
Por lo tanto, los fasores desequilibrados de un sistema trifásico pueden descomponerse en tres
sistemas equilibrados de fasores que son: un sistema de secuencia positiva, un sistema de secuencia
negativa y otro de secuencia cero, que sumados vectorialmente dan como resultado el sistema de
fasores desbalanceado original.
Este conjunto de componentes balanceados son:
Página 116
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito

De secuencia positiva, que consiste de tres fasores de igual magnitud, separados cada
uno por 120° y con la misma secuencia de fase que los fasores originales (abc).

De secuencia negativa, que consiste de tres fasores de igual magnitud, separados cada
uno por 120° y con la secuencia de fases opuesta de los fasores originales (acb).

De secuencia cero, que consiste de tres fasores de igual magnitud y con cero grados de
espaciamiento entre ellos, es decir, están en fase).
Va1
Va2
Vb1
Vc1
Vc2
Vb2
Secuencia positiva
Secuencia negativa
Va0
Vb0
Vc0
Secuencia cero
Figura 9.1 Secuencia de fase positiva negativa y cero
En donde:
𝑉𝑎 = 𝑉𝑎1 + 𝑉𝑎2 + 𝑉𝑎0
𝑉𝑏 = 𝑉𝑏1 + 𝑉𝑏2 + 𝑉𝑏0
𝑉𝑐 = 𝑉𝑐1 + 𝑉𝑐2 + 𝑉𝑐0
Por otro lado, trabajando con cantidades trifásicas, es conveniente tener un operador fasorial
que adelanta 120° al ángulo de fase de cualquier fasor y mantiene constate su magnitud. Llamando
a este operador o fasor “a”, se tiene:
a = 1∠120° = ej2π⁄3
Es conveniente tener presente que el operador “a” rota un fasor por + 120°. Utilizando el
operador “a” en los diagramas fasoriales de secuencia positiva, negativa y cero, se tiene:
Página 117
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝑉𝑏1 = 𝑎2 𝑉𝑎1
𝑉𝑏2 = 𝑎𝑉𝑎2
𝑉𝑏0 = 𝑉𝑎0
𝑉𝑐1 = 𝑎𝑉𝑎1
𝑉𝑐2 = 𝑎2 𝑉𝑎2
𝑉𝑐0 = 𝑉𝑐0
Y las ecuaciones para los fasores originales quedan:
𝑉𝑎 = 𝑉𝑎0 + 𝑉𝑎1 + 𝑉𝑎2
𝑉𝑏 = 𝑉𝑎0 + 𝑎2 𝑉𝑎1 + 𝑎𝑉𝑎2
𝑉𝑐 = 𝑉𝑎0 + 𝑎𝑉𝑎1 + 𝑎2 𝑉𝑎2
En forma matricial:
𝑉𝑎
1 1
[𝑉𝑏 ] = [1 𝑎2
𝑉𝑐
1 𝑎
1 𝑉𝑎0
𝑎 ] [𝑉𝑎1 ]
𝑎2 𝑉𝑎2
Y si se hace:
1 1
𝐴 = [1 𝑎 2
1 𝑎
1
𝑎]
𝑎2
Las ecuaciones para los fasores originales en forma reducida queda:
𝑉𝑎𝑏𝑐 = 𝐴𝑉𝑎0,1,2
Multiplicando ambos lados de la ecuación anterior por 𝐴−1 , se tiene:
𝑉𝑎0,1,2 = 𝐴−1 𝑉𝑎𝑏𝑐
En forma matricial:
𝑉𝑎0
1 1 1
[𝑉𝑎1 ] = [1 𝑎
3
𝑉𝑎2
1 𝑎2
1 𝑉𝑎
𝑎2 ] [𝑉𝑏 ]
𝑎 𝑉𝑐
Aplicando esto mismo para las corrientes, se llega a:
Página 118
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝐼𝑎𝑏𝑐 = 𝐴𝐼𝑎0,1,2
Esto es:
𝐼𝑎 = 𝐼𝑎0 + 𝐼𝑎1 + 𝐼𝑎2
𝐼𝑏 = 𝐼𝑎0 + 𝑎2 𝐼𝑎1 + 𝑎𝐼𝑎2
𝐼𝑐 = 𝐼𝑎0 + 𝑎𝐼𝑎1 + 𝑎2 𝐼𝑎2
Y al igual que para las tensiones:
𝐼𝑎0,1,2 = 𝐴−1 𝐼𝑎𝑏𝑐
Esto es:
1
𝐼𝑎0 = (𝐼𝑎 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 )
3
1
𝐼𝑎1 = (𝐼𝑎 + 𝑎𝐼𝑏 + 𝑎2 𝐼𝑐 )
3
1
𝐼𝑎2 = (𝐼𝑎 + 𝑎2 𝐼𝑏 + 𝑎𝐼𝑐 )
3
Ahora bien, en un sistema trifásico la corriente del neutro es:
𝐼𝑛 = 𝐼𝑎 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐
Y como:
1
𝐼𝑎0 = (𝐼𝑎 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 )
3
Por lo que:
𝐼𝑛 = 3𝐼𝑎0
9.4. Impedancias de secuencia.
Se designan como:
Z1 = Impedancia de secuencia positiva
Z2 = Impedancia de secuencia negativa
Z0 = Impedancia de secuencia cero
Página 119
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
Estos valores representan las impedancias del sistema al flujo de corrientes positivas, negativas
y de secuencia cero.
Para el caso de las máquinas síncronas se tienen valores típicos de reactancias todas ellas de
secuencia positiva:
X”d = Reactancia subtransitoria.
X’d = Reactancia transitoria.
Xs = Reactancia síncrona.
La reactancia de secuencia negativa (X2) generalmente es igual a la subtransitoria (X"d),
excepto en los casos de generadores hidráulicos sin devanados amortiguadores. La reactancia de
secuencia cero (X0) generalmente es menor que las otras.
Para los transformadores se tienen reactancias de secuencia positiva y negativa iguales
(X1=X2). La reactancia de secuencia cero (X0) también tiene el mismo valor excepto en los
transformadores tipo acorazado.
Las corrientes de secuencia cero no fluyen si el neutro del transformador no está conectado a
tierra. Cuando dichas corrientes no fluyen, X0 se considera infinita.
En los transformadores conectados en estrella-delta, la corriente de secuencia cero puede fluir
a través del neutro de la estrella, si el neutro se conecta a tierra. No hay corrientes de secuencia cero
que fluyan en el lado de la conexión delta.
En un transformador conectado en estrella-estrella con neutros puestos a tierra, las corrientes
fluyen tanto en el primario como en el secundario. La resistencia de los devanados del transformador
normalmente no se toma en cuenta en los cálculos de corto circuito, excepto cuando se aplican
algunas normas para la selección de interruptores. En la siguiente figura se puede visualizar.
En los cables y líneas de transmisión, las reactancias de secuencia positiva y negativa se
consideran iguales. En las líneas de transmisión, la reactancia de secuencia cero dependerá de si el
retorno de la corriente se hace a través del hilo de guarda, tierra, ambos o por ninguno. En los cables
la reactancia de secuencia cero dependerá de las vías de retorno para la corriente de esta secuencia
(tierra, pantalla metálica o ambos).
9.5. Cálculo de fallas
Las fallas eléctricas originan aumentos bruscos en las corrientes circulantes en una instalación,
pudiendo dañar al equipo eléctrico, equipos cercanos a la instalación e incluso seres vivos. Algunos
de los incidentes más graves en los sistemas eléctricos pueden ser presentados por fallas por la
caída de un rayo en una línea de transmisión, el incendio de un transformador, la inundación de una
subestación, etc.
La mayoría de las fallas (entre el 70% y 80%) que ocurren en los sistemas eléctricos de
Página 120
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
potencia, son fallas asimétricas a través de impedancias o conductores abiertos. Las fallas
asimétricas que pueden ocurrir son: falla monofásica a tierra, falla bifásica y falla bifásica a tierra.
Aproximadamente el 5% de las fallas intervienen las tres fases, éstas son llamadas fallas
trifásicas simétricas.
9.5.1.
Falla monofásica
De la figura se puede apreciar que:
𝑉𝑎 = 𝑍𝑓 𝐼𝑎
𝐼𝑏 = 0
𝐼𝑐 = 0
a
b
c
Va
Vb
Zf
Vc
Ia
Ib = 0 Ic = 0
Figura 9.2 Diagrama de falla monofásica
Se observa que las corrientes de secuencia son iguales
𝐼𝑎1 = 𝐼𝑎2 = 𝐼𝑎0 =
1
𝐼
3 𝑎
En donde
𝐼𝑎 = 3𝐼𝑎1
Para satisfacer esta condición las redes de secuencia deberán conectarse en serie como se
muestra en la Figura
Obteniendo así las tensiones de secuencia:
Página 121
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝑉𝑎 = 𝑉𝑎1 + 𝑉𝑎2 + 𝑉𝑎0 = 𝑍𝑓 𝐼𝑎 = 𝑍𝑓 (3𝐼𝑎1 )
De la figura podemos notar que las componentes de secuencia de la corriente de falla son:
Ia 1
Z1
Va 1
Ea 1
Ia 2
Z2
Va 2
3Z f
Ia 0
Z0
Va 0
Figura 9.3 Redes de secuencia para una falla monofásica a través de una impedancia.
𝐼𝑎1 = 𝐼𝑎2 = 𝐼𝑎0 =
3𝐸𝑎1
𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍0 + 3𝑍𝑓
Para una falla solida se tiene que Zf = 0 por lo tanto:
𝐼𝑎 =
9.5.2.
3𝐸𝑎1
𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍0
Falla bifásica
Para analizar esta falla consideramos las fases b y c, como se muestra en la siguiente figura,
en la cual incluiremos la impedancia de falla Zf.
Página 122
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
a
b
c
Va
Vb
Vc
Ib
Ia = 0
Ic
Zf
Figura 9.4 Diagrama de una falla bifásica.
De la figura se puede observar que:
𝑉𝑏 − 𝑉𝑐 = 𝑍𝑓 𝐼𝑏
𝐼𝑐 = −𝐼𝑏
𝐼𝑎 = 0
Transformando las corrientes de fase a secuencia se tiene:
𝐼𝑎0
1 1
[𝐼𝑎1 ] = [1
3
𝐼𝑎2
1
1
𝑎
𝑎2
0
1
2] [ 𝐼 ]
𝑎
𝑏
𝑎 −𝐼𝑐
De esta ecuación notamos que: Ia0=0, Ia2=-Ia1; obteniendo así las siguiente ecuación:
(𝑉𝑎0 + 𝑎2 𝑉𝑎1 + 𝑎𝑉𝑎2 ) − (𝑉𝑎0 + 𝑎𝑉𝑎1 + 𝑎2 𝑉𝑎2 ) = 𝑍𝑓 (𝐼𝑎0 + 𝑎2 𝐼𝑎1 + 𝑎𝐼𝑎2 )
Simplificando
(𝑎2 − 𝑎)𝑉𝑎1 − (𝑎2 − 𝑎)𝑉𝑎2 = 𝑍𝑓 (𝑎2 − 𝑎)𝐼𝑎1
𝑉𝑎1 − 𝑉𝑎2 = 𝑍𝑓 𝐼𝑎1
Estas conexiones se satisfacen conectando las redes de secuencia positiva y negativa en
paralelo en el punto de falla a través de la impedancia de falla Zf como se muestra en la siguiente
figura.
Página 123
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
Ia 1
Z1
Va 1
Ea 1
Zf
Ia 2
Z2
Va 2
Figura 9.5 Redes de secuencia para una falla bifásica
De la figura se observa que las corrientes de falla son:
Transformando ahora las corrientes de secuencia a fase y usando la identidad
−𝑗√3, la corriente de falla en la fase b es:
𝐼𝑏 = −𝐼𝑐 =
9.5.3.
(𝑎2 − 𝑎) =
−𝑗√3𝐸𝑎1
𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍𝑓
Falla bifásica a tierra
Para analizar esta falla consideramos las fases b y c conectadas a través de una impedancia
Zf a tierra, como se muestra en la figura.
Página 124
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
a
b
c
Va
Vb
Vc
Ib
Ia = 0
Ic
Zf
Ib + Ic
Figura 9.6 Diagrama de una falla bifásica a tierra
De la figura se puede observar que:
𝑉𝑏 = 𝑉𝑐 = 𝑍𝑓 (𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 )
𝐼𝑎 = 0
𝐼𝑁 = 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐
Con lo cual podemos obtener las siguientes ecuaciones:
𝐼𝑎 = 𝐼𝑎1 + 𝐼𝑎2 + 𝐼𝑎0 = 0
𝑉𝑎0 + 𝑎2 𝑉𝑎1 + 𝑎𝑉𝑎2 = 𝑉𝑎0 + 𝑎𝑉𝑎1 + 𝑎2 𝑉𝑎2
Simplificando:
𝑉𝑎1 = 𝑉𝑎2
Para la tensión en la fase b tenemos:
𝑉𝑎0 + (𝑎2 + 𝑎)𝑉𝑎1 = 𝑍𝑓 (𝐼𝑎0 + 𝑎2 𝐼𝑎1 + 𝑎𝐼𝑎2 + 𝐼𝑎0 + 𝑎𝐼𝑎1 + 𝑎2 𝐼𝑎2 )
Agrupando términos y utilizando la identidad (𝑎2 + 𝑎) = −1, tenemos:
𝑉𝑎0 − 𝑉𝑎1 = 𝑍𝑓 (2𝐼𝑎0 − 𝐼𝑎1 − 𝐼𝑎2 )
Como 𝐼𝑎0 = −(𝐼𝑎1 + 𝐼𝑎2 ), por lo tanto:
Página 125
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝑉𝑎0 − 𝑉𝑎1 = 3𝑍𝑓 𝐼𝑎0
Para satisfacer esta ecuación será necesario que las redes de secuencia positiva, negativa y
cero estén conectadas en paralelo en el punto de falla.
Adicionalmente se debe incluir la impedancia 3Zf conectada en serie con la red de secuencia
cero como se muestra en la siguiente figura.
Ia 1
Z1
Va 1
Ea 1
Ia 2
Z2
Va 2
3Z f
Ia 0
Z0
Va 0
Figura 9.7 Redes de secuencia para una falla bifásica a tierra a través de una impedancia
De la figura se observa que la corriente de falla de secuencia positiva es:
𝐼𝑏1 =
𝐸𝑎1
𝑍2 (𝑍0 + 3𝑍𝑓 )
𝑍1 + [𝑍 + 𝑍 + 3𝑍 ]
0
1
2
𝑓
1
Y como 𝐼𝑎0 = 3 (𝐼𝑎 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 ) = 3 (𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 ) , podemos obtener:
𝑉𝑎1 − 𝑉𝑎0 = −3𝑍𝑓 𝐼𝑎0
𝑉𝑎1 = 𝑉𝑎0 − 3𝑍𝑓 𝐼𝑎0
3𝑉𝑎0 = (𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 )
9.5.4.
Falla trifásica.
Para analizar este tipo de falla consideramos las tres fases conectadas a tierra. Este tipo de
falla introduce desequilibrio en el sistema trifásico y por lo tanto, no existirán corrientes ni voltajes de
Página 126
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
secuencia negativa y cero, independientemente de que la falla trifásica este o no conectada a tierra.
En la figura se observa el diagrama de este tipo de falla.
a
b
c
Va
Vb
Vc
Ia
Ib
Ic
Figura 9.8 Diagrama de una falla trifásica.
De la figura se observa que se cumplen las siguientes ecuaciones:
𝐼𝑎 + 𝐼𝑏 + 𝐼𝑐 = 0
𝑉𝑎 = 𝑉𝑏 = 𝑉𝑐 = 0
Por lo tanto tenemos que:
𝑉𝑎1 = 𝑉𝑎0 − 3𝑍𝑓 𝐼𝑎0
𝑉𝑎1 = 𝐸𝑎1 − 𝑍1 𝐼𝑎1
𝑉𝑎2 = −𝑍2 𝐼𝑎2
𝑉𝑎0 = −𝑍0 𝐼𝑎0
Teniendo en cuenta las corrientes y tensiones de secuencia:
𝐼𝑎1 = 𝐼𝑎
𝐼𝑏1 = 𝐼𝑏
𝐼𝑐1 = 𝐼𝑐
Página 127
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝑉𝑎1 = 𝑉𝑎 = 0
𝑉𝑏1 = 𝑉𝑏 = 0
𝑉𝑐1 = 𝑉𝑐 = 0
Para satisfacer estas ecuaciones el diagrama unifilar de la red de secuencia positiva queda
como se muestra en la siguiente figura.
Ia 1
Z1
Ea 1
Figura 9.9 Red de secuencia para una falla trifásica.
De la figura se puede observar que:
𝐼𝑎1 = 𝐼𝑎
𝑉𝑎1 = 𝑉𝑎 = 0
𝑉𝑎1 = 𝐸𝑎1 − 𝑍1 𝐼𝑎1
Por lo que la corriente de secuencia positiva será:
𝐼𝑎1 = 𝐼𝑎 =
𝐸𝑎1
𝑍1
Con lo cual se pueden determinar las ecuaciones:
𝐼𝑎 = 𝐼𝑎1
𝐼𝑏 = 𝑎2 𝐼𝑎1
Página 128
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝐼𝑐 = 𝑎𝐼𝑎1
9.6. Método de bus infinito
El método general está basado en el principio para el análisis de fallas asimétricas por el
método de las componentes simétricas, en donde se considera también la forma en cómo se
encuentran los neutros conectados a tierra para la red de secuencias cero.
Se puede considerar que como en general las reactancias de secuencia positiva y negativa son
iguales, entonces las secuencias de estas son también iguales.
MVAx1=MVAx2
Los MVA de secuencia cero se calculan con los valores de impedancia que se indiquen, y en
el caso particular de los transformadores:
MVAx1=MVAx2=MVAx0
Para los motores eléctricos, se puede considerar en forma aproximada que:
𝑀𝑉𝐴𝑥0 =
𝑀𝑉𝐴𝑥1
2
Los MVA de falla de línea a tierra se pueden obtener combinando los MVA de cada secuencia
con las reglas dadas por la falla trifásica y posteriormente, los equivalentes para cada secuencia para
obtener los de falla en la misma que se hace por el método de las componentes simétricas para
determinar la corriente de falla a tierra.
9.7. Cálculo de los niveles de corto circuito en el anillo B
Para obtener los niveles de corto circuito en las Subestaciones Generales No. 1 y 2, se
solicitaron a la Compañía de Luz y Fuerza del Centro (extinta) los niveles de corto circuito en el bus
de la Subestación de Distribución “Odón de Buen”.
Los datos proporcionados son los siguientes:
Niveles de corto circuito en la subestación
de distribución “Odon De Buen” [MVA]
SCC3ϕ
356.41
SCC1ϕ
347.65
Niveles de corto circuito en la subestación de distribución “Odon De Buen” LyFC.
Es preciso aclarar que se decidió utilizar los valores en la Subestación de Distribución, debido
que a los datos proporcionados en su momento por Compañía de Luz y Fuerza del Centro (extinta)
y la Comisión Federal de Electricidad en las Subestaciones Generales No. 1 y 2 varían demasiado
unos respecto de otros por lo que se tiene incertidumbre en los datos proporcionados.
Página 129
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
La energía eléctrica es suministrada por medio de dos circuitos de distribución aéreos con una
longitud de 4 km para la Subestación General No. 1 y de 3 km para la Subestación General No. 2.
Las características del conductor que conforman los circuitos son:

Cable ACSR, 336, 400 MCM, 26 hilos de Aluminio.

Con las siguientes impedancias de secuencia positiva, negativa y cero:
Impedancias
[Ω/km]
Z1,2
Z0
de
secuencia
de
circuito
0.4924+j0.3785
0.6702+j1.8772
Impedancias de secuencia del circuito. LyFC.
En la siguiente figura se muestra el diagrama unifilar del arreglo:
SG1
Odon De Buen
L1
L2
SG2
Figura 9.10 Diagrama unifilar simplificado del arreglo del sistema de distribución actual de C.U.
Con los datos proporcionados se puede calcular los niveles de corto circuito en las
Subestaciones Generales No. 1 y 2. El procedimiento es el descrito a continuación:
Como parámetros se seleccionó una potencia base de 100 [MVA] y una tensión base de 23[kV]
y 220 [V], a partir de estos datos, se obtuvieron la impedancia y corriente base. En seguida se
muestran las ecuaciones y datos obtenidos:
𝑆𝐵𝑎𝑠𝑒 = 100[𝑀𝑉𝐴]
𝑉𝐵𝑎𝑠𝑒 = 23[𝑘𝑉]
𝑍𝐵𝑎𝑠𝑒 =
𝑘𝑣𝐵𝑎𝑠𝑒 2
[Ω]
𝑀𝑉𝐴𝐵𝑎𝑠𝑒
Página 130
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝑍𝐵𝑎𝑠𝑒 =
232
= 5.29[Ω]
100
𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒 =
𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒 =
𝑆𝐵𝑎𝑠𝑒
√3𝑉𝐵𝑎𝑠𝑒
100000
√3(23)
[𝐴]
= 2510.22[𝐴]
Por lo que, las impedancias de secuencia para la Subestación de Distribución “Odón de Buen”,
son las siguientes:
Si la impedancia de secuencia positiva y negativa es:
𝐸𝑎1 2
[𝑝𝑢]
𝑋1,2 =
𝑆
𝑆𝐶𝐶3𝜙 𝐵𝑎𝑠𝑒
Entonces:
𝑋1,2 =
12
(100)
356.41
𝑋1,2 = 𝑗0.2806[𝑝𝑢]
Y si la impedancia de secuencia cero es:
𝑋0 =
3𝑆𝐵𝑎𝑠𝑒
𝐸 − 2𝑋1,2 [𝑝𝑢]
𝑆𝐶𝐶1𝜙 𝑎1
Entonces:
𝑋0 =
3(100)
(1) − 2(0.2806)
347.65
𝑋0 = 𝑗0.3018[𝑝𝑢]
Ahora se refieren las impedancias de las líneas a la nueva base de 5.29 [Ω] de la siguiente
manera:
Para la línea L1:
𝑍1,2 =
4(0.4924 + 𝑗0.3785)
5.29
𝑍1,2 = 0.3723 + 𝑗0.2862[𝑝𝑢]
Página 131
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝑍0 =
4(0.6702 + 𝑗1.8772)
5.29
𝑍0 = 0.5068 + 𝑗1.4194[𝑝𝑢]
Para la línea L2:
3(0.4924 + 𝑗0.3785)
5.29
𝑍1,2 =
𝑍1,2 = 0.2792 + 𝑗0.2147[𝑝𝑢]
𝑍0 =
3(0.6702 + 𝑗1.8772)
5.29
𝑍0 = 0.3800 + 𝑗1.0646[𝑝𝑢]
Entonces los diagramas de secuencia positiva, negativa y cero quedan de la siguiente forma:
Odon De Buen
SG1
0.3723+j0.2862[pu]
j0.2806[pu]
0.2792+j0.2147[pu]
SG2
Figura 9.11 Diagrama de impedancias de secuencia positiva y negativa.
Página 132
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
Odon De Buen
SG1
0.5068+j1.4194[pu]
j0.3018[pu]
0.3800+j1.0646[pu]
SG2
Figura 9.12 Diagrama de impedancias de secuencia cero.
Enseguida, con ayuda de los diagramas de secuencia, se calculan las impedancias
equivalentes de cada uno de los puntos, como se muestra a continuación:
Para la Subestación General No. 1, la impedancia equivalente de secuencia positiva y negativa
es:
𝑍𝐸𝑄1 = 𝑍𝑂𝐵 + 𝑍𝐿1 [𝑝𝑢]
𝑍𝐸𝑄1 = 𝑗0.2806 + 0.3723 + 𝑗0.2862
𝑍𝐸𝑄1 = 0.3723 + 𝑗0.5668[𝑝𝑢]
Y las impedancias de secuencia cero:
𝑍𝐸𝑄0 = 𝑍𝑂𝐵 + 𝑍𝐿1 [𝑝𝑢]
𝑍𝐸𝑄0 = 𝑗0.3018 + 0.5068 + 𝑗1.4147
𝑍𝐸𝑄0 = 0.5068 + 𝑗1.7212[𝑝𝑢]
Para la subestación general No. 2, la impedancia equivalente de secuencia positiva y negativa
es:
𝑍𝐸𝑄1 = 𝑍𝑂𝐵 + 𝑍𝐿2 [𝑝𝑢]
𝑍𝐸𝑄1 = 𝑗0.2806 + 0.2792 + 𝑗0.2147
𝑍𝐸𝑄1 = 0.2792 + 𝑗0.4953[𝑝𝑢]
Página 133
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
Y las impedancias de secuencia cero:
𝑍𝐸𝑄0 = 𝑍𝑂𝐵 + 𝑍𝐿2 [𝑝𝑢]
𝑍𝐸𝑄0 = 𝑗0.3018 + 0.3800 + 𝑗1.0646
𝑍𝐸𝑄0 = 0.3800 + 𝑗1.3664[𝑝𝑢]
SG1
SG1
0.5068+j1.4194[pu]
0.3723+j0.5668[pu]
SG2
SG2
0.2792+j0.4953[pu]
0.3800+j1.3664[pu]
B)
A)
Figura 9.13 Diagrama de impedancias equivalentes de secuencia: A) positiva y negativa, B) cero.
Con las impedancias que se obtuvieron se calcularon las corrientes de cortocircuito en cada
uno de los buses.
Para la subestación general 1:
Falla monofásica.
𝐼𝑎 =
𝐼𝑎 =
3𝐸𝑎1
[𝑝𝑢]
𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍0
3
2(0.3723 + 𝑗0.5668) + 0.5068 + 𝑗1.4194
𝐼𝑎 = 0.3864 − 𝑗0.8815[𝑝𝑢]
Si se obtiene la magnitud de Ia y se multiplica por la corriente base (IBase) calculada por la
ecuación para una tensión de 23[kV], se tiene:
𝐼𝑎 = √(0.3864)2 + (−0.8815)2
Página 134
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝐼𝑎 = 0.9625[𝑝𝑢]
𝐼𝑎 = 0.9625(2510.22)
𝐼1𝜙 = 2415.98[𝐴]
Falla trifásica.
𝐼𝑎 =
𝐼𝑎 =
𝐸𝑎1
[𝑝𝑢]
𝑍1
1
0.3723 + 𝑗0.5668
𝐼𝑎 = 0.8096 − 𝑗1.225[𝑝𝑢]
Si se obtiene la magnitud de Ia y se multiplica por la corriente base (IBase) calculada por la
ecuación para una tensión de 23[kV], se tiene:
𝐼𝑎 = √(0.8096)2 + (−1.2325)2
𝐼𝑎 = 1.4746[𝑝𝑢]
𝐼𝑎 = 1.4746(2510.22)
𝐼3𝜙 = 3701.68[𝐴]
Falla bifásica:
𝐼𝑏 = −𝑗
𝐼𝑏 = −𝑗
√3𝐸𝑎1
[𝑝𝑢]
𝑍1 + 𝑍2
√3
[𝑝𝑢]
2(0.3723 + 𝑗0.5668)
𝐼𝑏 = −1.2325 − 𝑗0.8096[𝑝𝑢]
Si se obtiene la magnitud de Ib y se multiplica por la corriente base (IBase) calculada por la
ecuación para una tensión de 23[kV], se tiene:
𝐼𝑏 = √(−1.2325)2 + (−0.8096)2
𝐼𝑏 = 1.2771[𝑝𝑢]
𝐼𝑏 = 1.2771(2510.22)
Página 135
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
𝐼2𝜙 = 3205.74[𝐴]
Para la subestación general 2:
Falla monofásica.
𝐼𝑎 =
𝐼𝑎 =
3𝐸𝑎1
[𝑝𝑢]
𝑍1 + 𝑍2 + 𝑍0
3
2(0.2792 + 𝑗0.4952) + 0.3800 + 𝑗1.3664
𝐼𝑎 = 0.4375 − 𝑗1.0987[𝑝𝑢]
Si se obtiene la magnitud de Ia y se multiplica por la corriente base (IBase) calculada por la
ecuación para una tensión de 23[kV], se tiene:
𝐼𝑎 = √(0.4375)2 + (−1.0987)2
𝐼𝑎 = 1.1826[𝑝𝑢]
𝐼𝑎 = 1.1826(2510.22)
𝐼1𝜙 = 2968.57[𝐴]
Falla trifásica.
𝐼𝑎 =
𝐼𝑎 =
𝐸𝑎1
[𝑝𝑢]
𝑍1
1
0.2792 + 𝑗0.4952
𝐼𝑎 = 0.8639 − 𝑗1.5321[𝑝𝑢]
Si se obtiene la magnitud de Ia y se multiplica por la corriente base (IBase) calculada por la
ecuación para una tensión de 23[kV], se tiene:
𝐼𝑎 = √(0.8639)2 + (−1.5321)2
𝐼𝑎 = 1.7589[𝑝𝑢]
𝐼𝑎 = 1.7589(2510.22)
𝐼3𝜙 = 4415.28[𝐴]
Página 136
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
Falla bifásica:
𝐼𝑏 = −𝑗
𝐼𝑏 = −𝑗
√3𝐸𝑎1
[𝑝𝑢]
𝑍1 + 𝑍2
√3
[𝑝𝑢]
2(0.2792 + 𝑗0.4952)
𝐼𝑏 = −1.5321 − 𝑗0.8639[𝑝𝑢]
Si se obtiene la magnitud de Ib y se multiplica por la corriente base (IBase) calculada por la
ecuación para una tensión de 23[kV], se tiene:
𝐼𝑏 = √(−1.5321)2 + (−0.8639)2
𝐼𝑏 = 1.5233[𝑝𝑢]
𝐼𝑏 = 1.5233(2510.22)
𝐼2𝜙 = 3823.75[𝐴]
En la siguiente tabla se muestran las corrientes de corto circuito:
Corriente de corto circuito [A]
𝑰𝟑𝝓
𝑰𝟐𝝓
𝑰𝟏𝝓
Subestación general 1
3701.68
3205.74
2415.98
Subestación general 2
4415.28
3823.75
2968.57
Ahora también procedemos a calcular las corrientes de corto circuito en el lado de baja tensión
de los transformadores que alimentan a las cargas con los siguientes datos con el propósito de
calcular las distancias de aproximación de arco y de energía incidente en baja tensión y así tener
una selección del equipo de protección personal adecuado al momento de realizar una operación o
mantenimiento de un equipo instalado.
Cabe mencionar que contando que tenemos como dato del transformador tenemos el
porcentaje de impedancia procedemos a realizar el cálculo de corto circuito por decidió del método
de MVA’s
Página 137
Capítulo 9 Cálculo de corto circuito
Capacidad (kVA)
Z (%)
Icc3ɸ (kA)
75
2
9.84
112.5
2
14.76
150
2
19.68
225
2.5
23.61
300
2.5
31.49
500
2.5
52.48
750
5.1
38.59
1000
5.1
51.45
Si vemos las corrientes de corto circuito nos podemos dar cuenta que estas son por mucho de
mayor magnitud que las de alta.
Ahora con ayuda de estas corrientes calculadas las emplearemos para obtener la distancia del
límite de aproximación contra arco que se encuentran en la página 48 podrán ver la distancia
correspondiente.
Página 138
Conclusión
10. CONCLUSIÓN
Las instalaciones eléctricas en la actualidad, crecen a un ritmo muy acelerado, así como en
varios ámbitos de la vida diaria el ahorro de tiempo es tan importante como el de recursos. Las
necesidades propias de una instalación hacen que por momentos se detenga todo el proceso ósea
el proceso que constituye desde el momento en que se piensa en la instalación, los días en que se
hace el diseño tanto eléctrico como civil, hidráulico, etc., los días en que inicia la obra civil y, en
conjunto con el eléctrico, el hidráulico, etc. trabajan juntos, los días en los que se realiza la instalación,
y por último el momento en que ya como unidad que funciona. Es en esos momentos cuando se
enciende un foco, cuando en presencia de una falla los equipos y la instalación no sufren daño
alguno, cuando el funcionamiento es continuo y óptimo, cuando se evitan accidentes y daños a los
trabajadores, etc., es en esos momentos en que todos estos días son valorados, quizás no de modo
directo, pero ahí está, ahí se refleja por principio un buen diseño de la red eléctrica.
La importancia de las normas consultadas para la elaboración de este documento, ayudo como
una guía, que basado en teoría y sobretodo en la práctica asegure llevar a cabo buenas condiciones
en la seguridad personal como el equipo de la red eléctrica. Es indiscutible, sobre todo en cuanto a
seguridad, que cada artículo aplicado, junto con la teoría indicada y la mano de obra adecuada,
llevan a tener instalaciones que duraran por años trabajando en forma óptima.
El mantenimiento en un sistema eléctrico es esencial para tener las óptimas condiciones de
operación, es por ello que se deben seguir al pie de la letra, los procesos del manual en una
operación ya que de esto depende la integridad de las personas que lo lleven a cabo como el tiempo
de vida útil de un equipo. Es importante recalcar que el manual es un apoyo el cual se complementa
con la experiencia y habilidad de los trabajadores.
Unos de los capítulos que perecen tener más importancia es el capítulo de seguridad personal
ya que se suele tomar mucho a la ligera por el motivo de que en ocasiones lo que se va a realizar,
es algo sin importancia, pero son esos momentos de descuido cuando de verdad llegan a pasar algo
que no teníamos contemplado, y que al final terminamos lamentando haber pasado ese detalle de
seguridad personal.
Las maniobras durante el mantenimiento ya sea preventivo o correctivo se deben ejecutar con
el equipo de protección adecuado de 40 cal/cm2 en media tensión o 8 cal/cm2 en baja tensión como
se demostró, así como también crear un plan de trabajo el cual presente el apoyo necesario en caso
de cualquier contingencia, designar puestos a los integrantes de la o las brigadas que participen en
la operación, esto permitirá tener mayor control del personal que va a intervenir en la operación o
trabajo y que tenga así la idea de que respete las distancias de protección que se manejaron para
que no corra riesgo de un arco eléctrico.
Los equipos instalados en la red eléctrica de ciudad universitaria son de nueva tecnología los
cuales se pueden operar de forma remota y esto se ve reflejado como una medida de seguridad ya
que al operarlo en forma remota el personal no interviene directamente con el equipo a operar lo cual
disminuye la probabilidad de un accidente además también permite realizar más rápida la acción de
corrección de un problema cuando este se presenta.
Página 139
Conclusión
Ahora en cuanto la importancia de operación y mantenimiento se concluye que si se cumple
con el objetivo de librar los equipos, que se considera de primordial importancia, la seguridad,
organización, control y planeación del trabajo. Para la cual no tener alguna descarga, ni tengan
corrientes circulando por los equipos y líneas que conduzcan corrientes y evitar algún accidente al
personal o desperfecto en equipos eléctricos.
Para finalizar menciono que todo esto es solo una muestra de la aplicación de los conocimientos
adquiridos que se aplican a la práctica en campo y la investigación realizada en esta tesis.
Página 140
Manual de procedimiento
Anexo 1
FORMATO
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
F-1
Anexo 1
AUTORIZACIÓN DE MANTENIMIENTO
Orden de trabajo No
Instrucciones: El ingeniero responsable de los trabajos deberá foliar esta orden y llenar toda la sección 1 por triplicado. La
original para el responsable de los trabajos, la 2ª para el personal que autoriza y la 3ª para el área de captura de datos. El
responsable de la autorización deberá llenar la sección 2. Una vez foliada deberá ser aprobada o desaprobada. Esta forma
será una orden de trabajo solamente si ha sido aprobada.
Fecha _____________
Año Mes Día
1. Para el llenado por el ingeniero responsable de los trabajos
Equipo
Marca: __________
Tipo: __________
kV: __________
No Serie: __________
Resumen del trabajo a realizar: ____________________________________________
Lugar de trabajo:__________________________
Edificio: ___________________________
Detalles del trabajo a realizar al reverso
Mantenimiento preventivo
Otro
Mantenimiento correctivo
Si es de emergencia
indicar la posible causa
Tiempo
estimado de los
trabajos:
1 ____________________
3 ____________________
2 ____________________
4 ____________________
Trabajos
asignados a:
Trabajos de:
Día
Indicaciones de seguridad y/o especiales:
Noche
Estimaciones
Totales de horas utilizadas
$____________________
Costo por labor
$__________________
Material
$___________
Total
$___________
Firma Ing. Responsable de trabajos _______________________
2.
Autorización
El trabajo descrito ha sido:
Aprobado
___________________________________
Autorización de los trabajos
Indicar los motivos: _____________________________________
Desaprobado
Página 141
Manual de procedimiento
Anexo 1
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
AUTORIZACIÓN DE MANTENIMIENTO
Resumen de actividades a realizar
FECHA
ACTIVIDAD
Página 142
FORMATO
F-1
Manual de procedimiento
Anexo 1
FORMATO
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
FORMATO F -2
Determinación de riesgos y acciones preventivas
Nombre de la subestación
NOMBRE
Golpeado contra
Golpeado por
Descripción
Fecha
Riesgo
Si
No
Partes metálicas
Trabes y losas
Puertas
Herramientas
Herrajes
Objetos metálicos y/o cerámicos
Caída del mismo nivel
Caminando o parado
Caída a diferente nivel
Caminando, parado o caída de
alturas
Botiquín de primeros auxilios
Ropa de protección



Botiquín de primeros auxilios
Ropa de protección
Casco dieléctrico





Un objeto móvil y otro fijo
Dos objetos móviles
Botiquín de primeros auxilios
Ropa de protección
Calzado dieléctrico
Teléfonos de emergencia
Regla de la segunda persona

Ropa de protección

Calzado dieléctrico

Radio de comunicación

Colocación de cintas, banderolas o
estandartes de color amarillo con
indicaciones “Personas Laborando”

Regla de la segunda persona la
cual debe estar fuera de las instalaciones
Lugares cerrados
Atrapado en
Lugares abiertos
Contacto con objetos
peligrosos



Calzado dieléctrico

Botiquín de primeros auxilios

Botiquín de primeros auxilios

Ropa de protección

Calzado dieléctrico

Teléfonos de emergencia

Mapa de ubicación de hospitales
cercanos

Ubicación de las salidas del
campus más cercanas las cuales deben de
permanecer cerradas pero sin candados
Un objeto móvil
Atrapado entre
Acciones preventivas en caso de acciones
afirmativas

Ropa de protección

Calzado dieléctrico

Guantes dieléctricos

Casco dieléctrico

Teléfonos de emergencia

Botiquín de primeros auxilios

Mapa de ubicación de hospitales
cercanos

Ubicación de las salidas del
campus más cercanas las cuales deben de
permanecer cerradas pero sin candados

Contar por lo menos con una
persona capacitada en técnicas de
reanimación cardiopulmonar (RCP)

Contar con pértigas, tablas y/o
cintas de cuero
Electricidad
Página 143
Manual de procedimiento
Anexo 1





Partes con bordes filosos
Exposición a agentes
químicos
Ropa de protección
Calzado dieléctrico
Guantes dieléctricos
Casco dieléctrico
Botiquín de primeros auxilios
Humos
Vapores
Gases
Polvos
Otros

Identificación de las salidas

Ropa de protección

Calzado dieléctrico

Guantes dieléctricos

Casco dieléctrico

Botiquín de primeros auxilios

Teléfonos de emergencia

Regla de la segunda persona

Ventilación previa al ingreso de
instalaciones cerradas (10min)
Microorganismos

Ventilación previa al ingreso de
instalaciones cerradas (10min)

Ropa de protección

Calzado dieléctrico
Fauna nociva

Ventilación previa al ingreso de
instalaciones cerradas (10min)

Ropa de protección

Calzado dieléctrico

Fumigación

Teléfonos de emergencia
Exposición a agentes
biológicos
Nombre y firma del ingeniero:__________________________________
Nombre y firma de enterado de los trabajadores que realizan las actividades de mantenimiento:
Observaciones:
Página 144
Manual de procedimiento
Anexo 1
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
FORMATO
F-3
VERIFICACIÓN DE CONDICIONES DE SEGURIDAD
Riesgo
Descripción
Acción a realizar en caso de respuesta negativa
Si
No
 Instalar candados, marcando las piezas
candado-llave por cualquier medio
¿Candado presente en buen
asegurándose diferenciarlas entre los demás
estado?
 Aceitarse candados o cambio de los
mismos.
 Marcarlos con cualquier medio para
asegurarse su unicidad.
¿Candados con llave
marcados idénticamente?
¿La subestación tiene
instalados letreros de
seguridad?
¿La subestación cuenta con
extintores para fuego
eléctrico?
¿Se encuentra materiales
almacenados dentro de la
subestación?
¿Las instalaciones se
encuentran con demasiado
polvo?
¿Los equipos están
debidamente identificados
por medio de placas y
letreros?
¿Los transformadores
cuentan con un expediente
de funcionamiento?
¿La subestación se
encuentra libre de humedad?
¿Las instalaciones civiles se
encuentran en buen estado?
 Instalar letreros de seguridad en un lugar
visible
 Colocar lugares en el sitio
 Retirar los materiales almacenados
 Realizar limpieza general mientras el
mantenimiento.
 Identificar los equipos con placas de
datos que contengan sus características
eléctricas.
 Tener un registro de cada transformador
(mantenimiento, pruebas, funcionamiento, etc.)
 Ventilar
 Solicitar el mantenimiento correctivo de la
obra civil dañada.
Nombre y firma del ingeniero responsable
Página 145
Manual de procedimiento
Anexo 1
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
FORMATO
DE MÉXICO
F-4
GRAFICA MANTENIMIENTO Y PRUEBAS
Equipo:
Localización:
Unidades
50
45
40
35
30
25
Caracteristicas de medición
20
15
10
5
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Fecha de medición
Página 146
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Manual de procedimiento
Anexo 1
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
Departamento de mantenimiento
Mantenimiento y pruebas continuación formato F - 4
Fecha de registro
Folio de la
forma
Nombre y
firma
Fecha de
registro
Página 147
Folio de la
forma
Nombre y
firma
Manual de procedimiento
Anexo 1
FORMATO
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
Dependencia:
Dirección:
Código postal:
Teléfono:
# de
Equipo
serie
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
F-5
MUESTRA DEL ACEITE DEL TRANSFORMADOR
“Cadena de custodia externa”
Correo electrónico:
Identificación de muestras:
Fecha de recepción:
Marca
Relación
Capacidad
F-QE
Página 148
BPC’s
Toga
Jeringas
Envase
Manual de procedimiento
Anexo 1
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
FORMATO
F-6
PROTOCOLO DE PRUEBAS
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE
Proyecto:
Nombre S.E.
Tipo:
Serie:
BIL:
Style:
Ciudad:
Marca:
kV:
Hz:
Clase:
TC-A
Fecha:
Temperatura:
% H.R.:
Carga:
Relación teórica:
Transformador de corriente
TC-B
TC-C
TC-A
Prueba de saturación
Corriente medida en miliamperes
TC-B
TC-C
Serie
Sección
Resistencia óhmica
Resistencia de aislamientos
gigaohms
Relación
Polaridad
Tensión aplicada
Observaciones:
Realizo:
Superviso:
Reviso:
Atestiguo:
Página 149
Manual de procedimiento
Anexo 1
FORMATO
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
Proyecto:
Fecha:
Nombre S.E.
Tablero:
Tipo:
Identificación / # serie
Tensión:
Relación en placa
F-6
PROTOCOLO DE PRUEBAS
TRANSFORMADOR DE POTENCIAL
Ciudad:
Temperatura:
% H.R.:
Marca:
Nivel de aislamiento:
Tipo de aislamiento:
Relación de transformación
Relación medida en los secundarios
TP - 1
TP - 2
TP - 3
Teórica
4/1
Polaridad
TP - 1
S2 – S2
H1 – H2
Tipo de prueba
Relación óhmica
Resistencia en ohms
TP - 2
S2 – S2
H1 – H2
S2 – S2
Resistencia de aislamiento
Resistencia en gigaohms
TP - 1
TP - 2
TP - 3
H1 – H2
TP - 3
Resultados:
Pruebas efectuadas bajo norma y especificaciones:
Realizo:
Superviso:
Reviso:
Página 150
Atestiguo:
Bibliografía
11. BIBLIOGRAFÍA

http://100.unam.mx/index.php?option=com_content&view=article&id=116&Itemid=111

MORENO SEGURA, Eduardo. Estudio de rentabilidad de un sistema de distribución
subterráneo. México, 2008.

SERAFIN SANCHEZ, Porfirio.
Manual de mantenimiento de subestaciones de distribución del campus
universitario. UNAM. México, 2009.

Condumex.
Manual técnico de cables de energía. México 2006.

NORMA Oficial mexicana NOM-001-sede-2005, instalaciones eléctricas(utilización)

ENRIQUEZ HARPER, Gilberto. Protección de instalaciones eléctricas industriales y
comerciales. 2ª edición, Limusa. México. 2003.

CORTES LOPEZ, Sergio, SANCHEZ VILLANUEVA, Rafael.
Estudio de corto de la red eléctrica de distribución subterránea en media tensión de
C.U. en 23 kV. México. 2011.

http://www.emb.cl/electroindustria/articulo.mvc?xid=1073&tip=7&xit=reduccion-deperdidas-en-motores-el-equilibrio-de-tensiones

Norma Oficial Mexicana NOM-001-STPS-2008, edificios, locales, instalaciones y áreas en
los centros de trabajo-Condiciones de seguridad

Norma Oficial Mexicana NOM-002-STPS-2010, Condiciones de seguridad para la
prevención y protección contra incendios en los centros de trabajo.

NFPA70E Requisitos de seguridad eléctrica en los lugares de trabajo de los empleados

http://eststraining.com/arcflashshock

IEEE 1584-2002 Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations
Página 151
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Thank you for your participation!

* Your assessment is very important for improving the work of artificial intelligence, which forms the content of this project

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