Contruccion de la obra Eléctrica y los arreglos de barra
1.
2. UNIDAD 3
Objetivo
Introducción
Contenido:
3.1 Montaje de compensador estático de
potencia reactiva (Vars)
3.1.1 Definición
01
01
02
12
14
15
15
17
18
19
20
3.1.2 Componentes principales de un
compensador estático de
potencia reactiva
3.2.4.1 Traslado del equipo menor al
sitio de montaje
04
12
15
16
18
3.2 Montaje de equipo menor
3.2.1 Definición de equipo menor
3.2.2 Clasificación
3.2.3 Documentos que aplican
3.2.4 Proceso de montaje
3.2.5 Pruebas preoperativas
3.3 Montaje de tableros de protección,
control y medición
3.3.1 Definición de tablero de
protección, control y medición
3.3.2 Clasificación
3.3.3 Identificación de tableros
3.3.4 Documentos que aplican
3.3.5 Proceso de montaje
3.2.4.2 Montaje
3.3.5.1 Traslado de equipo al área de montaje
3.3.5.2 Proceso de montaje
02
23
23
23
25
MONTAJES SUBSECUENTES
3. Conclusión
Fuentes de consulta
25
25
26
31
32
32
35
40
40
32
33
36
3.4 Montaje de sistema
de control supervisorio
3.4.1 Definición de sistema de
control supervisorio
3.4.2 Clasificación de los
equipos de control supervisorio
3.4.3 Diagrama de interconexión
subestación-CENACE
3.4.4 Documentos que aplican
3.4.5 Proceso de montaje
3.4.5.1 Traslado de equipo
al área de montaje
3.4.5.2 Actividades de montaje
3.5 Montaje de sistema de
telecomunicaciones
3.5.1 Definición de sistema
de telecomunicaciones
3.5.2 Documentos que aplican
3.5.3 Proceso de montaje
3.5.5.1 Traslado del equipo de
comunicación al sitio de montaje
3.5.5.2 Actividades de montaje
33
33
34
35
3
4. Objetivo
Al término de la unidad tres, el participante podrá distin-
guir los procesos de montaje de equipo electromecánico
(compensador estático, equipo menor, tableros de protec-
ción, control y medición, sistema de control supervisorio
y sistema de telecomunicaciones) en subestaciones eléc-
tricas de potencia, desde la verificación de traslado, clasi-
ficación, definición e identificación hasta las actividades y
pruebas que se realizan durante su montaje.
Introducion
En la unidad tres se describirá el proceso de montaje que
se realiza para el compensador estático, equipo menor,
tableros de protección, control y medición, sistema de
control supervisorio y sistema de telecomunicaciones, los
procesos de montaje de equipo electromecánico en sub-
estaciones eléctricas de potencia, desde la verificación de
traslado, clasificación, definición, identificación hasta las
actividades y pruebas que se realizan en los montajes del
compensador estático, equipo menor, tableros. De acuer-
do con el diseño de la subestación y las distancias de las
líneas, se podrán montar los equipos que a continuación
se enuncian en esta unidad. Previo a la realización de prue-
bas de puesta en servicio se deberán tener liberados to-
dos los equipos y tableros con sus respectivas pruebas
preoperativas y verificaciones.
01
5. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
3.1 MONTAJE DE COMPENSADOR ESTÁTICO DE
POTENCIA REACTIVA (VARS)
3.1.1 Definición
Se refiere a un dispositivo estático cuya función básica es evaluar el beneficio en el control de voltaje, minimizar las
pérdidas de transmisión de potencia activa y mejorar los parámetros que influyen en la estabilidad y control del siste-
ma eléctrico de potencia, causadas por las variaciones de voltaje en los nodos y de flujo en el sistema. El compensador
estático de voltaje se conecta en paralelo a la red eléctrica por medio de un transformador de acoplamiento, a fin de
generar o absorber potencia reactiva.
02
Figura 1. Compensador estático de voltaje reactiva
6. La demanda de energía en los sistemas de potencia ha
incrementado en los últimos años, lo que ha generado una
serie de problemas en el sistema eléctrico nacional, como
sobrecargas y la sobreutilización del potencial de trans-
misión, cuellos de botella y oscilaciones de potencia. Au-
nado a éstos, los grandes proyectos de generación están
alejados de los centros de consumo; así como los proble-
mas que representan las líneas de transmisión para su
construcción, por el impacto social, ambiental, económico,
de localización y derechos de vía adecuados que limitan la
capacidad de transmisión. Lo anterior, ha hecho necesario
que se realice un análisis detallado sobre cómo balancear
la potencia reactiva para el control de un voltaje adecuado
motivando el desarrollo de nuevas tecnologías que permi-
tan reducir estos inconvenientes.
Para mejorar y optimizar el transporte de energía a gran-
des distancias, desde los centros de generación a los cen-
tros de consumo, el compensador estático de potencia
reactiva (CEV) es un dispositivo fundamental en este pro-
ceso de transmisión de la energía en el sistema eléctrico
nacional.
La incorporación de éstos a la red nacional en puntos es-
tratégicos, ayuda a enfrentar los retos que trae consigo
un mercado energético en rápido crecimiento. De esta
forma, se utilizan más eficientemente las líneas de trans-
misión existentes y por consiguiente, se tiene una entrega
del producto con mejor calidad de voltaje y frecuencia, des-
de el centro de generación, hasta el centro de consumo.
Los propósitos de un compensador estático de
potencia reactiva son:
Proporcionar el control de la tensión de los buses
de la subestación en condiciones de estado estable
o transitorio.
Contribuir a amortiguar las oscilaciones de poten-
cia activa del sistema, bajo condiciones de contin-
gencia; ya sea por la pérdida de una línea de trans-
misión o por generación.
Los beneficios de un compensador estático de
potencia reactiva son:
Elevar los límites de estabilidad dinámica.
Mejorar el control de flujo de energía
en la red.
Incrementar la capacidad de transmisión
en las líneas existentes y nuevas.
Optimizar y hacer confiable el medio
de transmisión eléctrico.
Generar más energía para los
consumidores con:
a) Menor impacto ambiental
b) Menor costo de inversión
03
7. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Las ventajas de un compensador estático de
potencia reactiva en los sistemas de transmisión son:
Compensación reactiva
Control de tensión en estado permanente
Menor sobretensión temporal
Mayor capacidad de transferencia de energía
Mejora la estabilidad transitoria y
capacidad de la red
Mayor amortiguamiento del sistema
Balanceo de carga
3.1.2 Componentes principales de un
compensador estático de
potencia reactiva
Transformador de potencia de acoplamiento: Es el
dispositivo capaz de manejar la carga capacitiva, las gran-
des variaciones de tensión y las sobrecargas de corta dura-
ción. Este equipo no cuenta con cambiador de derivaciones.
El banco de transformadores se debe formar por 3 unida-
des monofásicas principales, más una de reserva:
El lado de baja tensión puede ser de 2 devanados
dependiendo del diseño del CEV (compensador es-
tático de potencia reactiva)
La tensión nominal del lado de alta tensión debe ser
la misma que la del nodo de conexión.
La tensión nominal del lado de baja tensión, queda
a elección del proveedor para optimizar el uso de
los tiristores.
La capacidad del banco debe ser, por lo menos, la
capacidad máxima del CEV.
04
Figura 2. Transformador de potencia de acoplamiento
8. Reactores controlados por tiristores (TCR): Son los
dispositivos que eliminan el pico excesivo de voltaje que
puede ocurrir durante baja carga y bajo condiciones anor-
males en el sistema de potencia, además de reducir los
transitorios originados por operaciones de apertura o cie-
rre de líneas.
La conexión de reactores se efectúa en forma controlada
variando el ángulo de disparo de los tiristores, logrando
de esta forma el control continuo de la corriente del reac-
tor, lo que quiere decir que una rama de reactores con-
trolados por tiristores está comprendida por una bobina
de reactancia fija, habitualmente del tipo sin núcleo mag-
nético conectada en serie a una válvula de tiristores bidi-
reccional. Todos los reactores utilizados en un CEV deben
ser monofásicos, con núcleo de aire, autoenfriados, para
instalación a la intemperie, considerando las condiciones
ambientales. Los reactores deben ser capaces de sopor-
tar los esfuerzos eléctricos con base en el nivel máximo de
corto circuito.
Capacitores conmutados por tiristores (TSC): Son
los dispositivos que estabilizan el sistema durante periodos
u horas pico donde la sobrecarga genera bajos voltajes.
La conexión y desconexión de capacitores se realiza en
forma discreta mediante el control de tiristores en los pe-
riodos de conducción, es decir, una rama de capacitores
conmutados por tiristores está comprendida de un capa-
citor en serie con una válvula de tiristores bidireccional y
una reactancia amortiguadora.
La función del conmutador de tiristores: es conectar o
desconectar el capacitor, el capacitor no es de control
por fase, simplemente está conectado o desconectado,
la reactancia amortiguadora de la rama de capacitores
conmutados por tiristores sirve para limitar la corriente
en condiciones anormales y para ajustar el circuito a la
frecuencia deseada.
Los bancos de capacitores deben estar diseñados
para evitar resonancias con otras ramas del CEV,
así como con la red del lado primario del transfor-
mador de acoplamiento.
Los reactores para limitar la corriente de energiza-
ción, se conectan en serie con el banco de capaci-
tores.
05
Figura 3. Reactores controlados por tiristores (TCR)
9. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Las unidades del banco de capacitores deben cons-
truirse con materiales que permitan el mínimo de
pérdidas y la máxima confiabilidad.
Todas las unidades deben estar libres de PCB (bife-
nilos policlorados o askareles).
Los bancos de capacitores se formarán por unida-
des, de manera que la desconexión de una de ellas
en cualquier fase, no ocasione una elevación de ten-
sión de las unidades de esa fase, que haga necesa-
rio el disparo del CEV.
Filtros de armónicas. Los equipos eléctricos modernos
imponen estrictas exigencias respecto a la estabilidad de
la tensión y la calidad de la energía. La red de transmisión
debe estar libre de armónicas y otras perturbaciones eléc-
tricas. En el caso de que el CEV sea de 6 pulsos, se debe
contar con filtros para eliminar la generación de armóni-
cas por el propio CEV.
Con la instalación de filtros de armónicas se obtienen
los siguientes beneficios:
a) Mayor factor de potencia, mejor
estabilidad de tensión y menores
pérdidas en la red
b) Filtrado de armónicas del sistema
c) Ausencia de problemas de resonancia y
de amplificación de las perturbaciones
eléctricas
Una red limpia impone una carga mucho menor sobre los
equipos y aumenta su duración, lo que se traduce en me-
nores costos de mantenimiento y sustitución de equipos
en mal estado.
Problemas que pueden causar las armónicas:
a) Mayores pérdidas, las máquinas funcionarán
06
Figura 4. Capacitores conmutados por tiristores (TSC)
10. con temperaturas más altas y pueden
sobrecalentarse.
b) Problemas de resonancia entre
las partes inductivas y capacitivas
de la red de transmisión.
c) Funcionamiento defectuoso de los sistemas
de control, ya que los equipos de medición
electrónicos, los relés, etcétera, están
dimensionados para la frecuencia
fundamental.
d) Sobrecarga de los capacitores, que deriva
en mal funcionamiento y envejecimiento
prematuro.
e) Corrientes elevadas en los conductores
neutros.
Las armónicas son generadas por las cargas asimétricas
de la corriente. Los típicos productores de armónicas son
las ramas de reactores controlados por válvulas de tiris-
tores y el horno eléctrico. Un filtro de armónicas consiste
en un reactor y capacitores, en algunos casos se agrega
una resistencia de filtrado de armónicas. Se ajusta a la fre-
cuencia a eliminar, creando una impedancia mínima que
acortará o amortiguará la armónica. Una red trifásica sólo
consistirá en armónicas impares 3, 5, 7, 11, etcétera, y se
calcularán a partir de la frecuencia 60Hz.
Válvulas de tiristores. El tiristor es un dispositivo que in-
vierte el sentido de la corriente o hace pasar de forma vo-
luntaria la corriente por diferentes aparatos de encendido
y apagado, que comenzará a transmitir después de recibir
un impulso de disparo y se apagará cuando llegue a cero.
Los tiristores se encuentran apilados en serie para
formar una válvula, no se conectarán en paralelo, y
controlan la fase positiva o negativa de la corriente.
La tensión del bus se conecta mediante la válvula
de tiristores.
07
Figura 5. Filtros de armónicas
11. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Las válvulas de los tiristores, y todo su equipo aso-
ciado, se debe diseñar para soportar las condicio-
nes de operación en estado estable y transitorio.
Las válvulas de encendido de los tiristores deben
ser robustas y no deben operar durante fallas en
el sistema de control o disturbios en el sistema de
potencia.
El número de tiristores de cada fase debe permi-
tir la operación continua de la válvula hasta con un
10% de tiristores fallados; dicha situación genera
una señal de alarma y la indicación de la posición
del tiristor fallado.
El reemplazo del tiristor fallado se debe realizar sin
abrir el circuito de enfriamiento, y las válvulas de
tiristores deben facilitar su reemplazo, sin necesi-
dad de desconectar otros tiristores o su circuito de
distribución de potencial.
Es importante contar con un sistema de monitoreo conti-
nuo que permita la detección e indicación local del estado
de cada par de tiristores, adicionalmente, a través del sis-
tema de control y monitoreo local (IHM), se debe registrar
la ubicación exacta de los tiristores fallados, indicándose
en pantalla:
a. La rama (inductiva o capacitiva)
b. La fase
c. La posición del tiristor o tiristores
fallados en la fase
Sistema de enfriamiento. Consiste en un circuito prin-
cipal por el que circula el agua y un circuito para el tra-
tamiento del agua, el cual es capaz de transferir el calor
producido por las válvulas de tiristores en operación al me-
dio ambiente, con el fin de mantener su temperatura en
un rango tal que no ponga en peligro la integridad de los
tiristores.
08
Figura 6. Válvulas de tiristores
12. Este sistema de enfriamiento debe ser del tipo cerrado,
sellado con agua desmineralizada o una mezcla de agua
con anticongelante; en el caso de operar a temperatura
de congelación debe contar con un sistema cerrado de
recirculación para desionizar el agua, cada rama debe
contar con válvulas para aislarlas del resto del sistema,
sin interrumpir el flujo de agua. Debe contar como mínimo
con 2 bombas principales, capaces cada una de proveer al
100% el flujo de enfriamiento necesario. Una bomba debe
permanecer en operación, mientras la otra permanece
de reserva, siendo posible operar cualquiera como bomba
principal. En caso de falla de alguna de ellas, el respaldo
debe entrar en operación sin que esto provoque la sali-
da del CEV, por tal motivo se debe contar con un sistema
automático que intercambie periódicamente la operación
entre ellas.
Figura 7. Sistema de enfriamiento
Sistema de control local y remoto. Coordina la ope-
ración del CEV, para regular el lado de alta tensión en el
banco de transformación. La lógica de control de los inte-
rruptores y cuchillas desconectadoras debe incorporarse
al sistema de control del CEV.
El control debe ser completamente computarizado y pro-
gramable; además, el CEV debe contar con un interfaz
hombre-máquina (IHM) que permita supervisar por medio
de diagramas unifilares la información de la operación del
estado del equipo primario (cuchillas e interruptores), alar-
mas, medición de potencia reactiva entregada al sistema,
variables de operación de las ramas (TCR, TSC y filtros),
transformador de potencia, servicios propios de corriente
alterna y corriente directa y del sistema de enfriamiento;
así como mandos de interruptores y cuchillas desconecta-
doras y mediciones de tensión (kV), corriente (A) y poten-
cia reactiva (MVAr).
La operación y monitoreo debe estar disponible para
control remoto desde un centro de control, por lo
que se debe disponer de lo siguiente:
a) Alarmas de operación de protecciones
b) Estado de posición de interruptores y cuchillas
c) Mediciones de tensión, corriente y
potencia reactiva
09
13. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
d) Ajuste de tensión de referencia
e) Control de interruptores y cuchillas
f) Arranque y paro del CEV
g) Controles adicionales
Ante la falla de alguna rama del CEV (TCR, TSC o filtros),
ésta debe desconectar y el CEV de manera automática e
inmediata y debe restablecer su operación con su máxima
capacidad disponible (capacidad reducida), asegurando
siempre la confiabilidad del sistema eléctrico de potencia.
El CEV debe estar diseñado para soportar la tensión máxi-
ma temporal por el tiempo.
La capacidad nominal de operación continua debe ser en-
tre los valores de potencia reactiva, inductiva y capacitiva.
El CEV debe ser capaz de operar en forma continua en
estado estable a una frecuencia de 60Hz ± 0.05Hz y en
estado transitorio a una frecuencia de 60Hz ± 1.5Hz del
sistema.
Figura 8. Sistema de control local y remoto
Servicios auxiliares de corriente directa y corriente
alterna. La alimentación de corriente directa se sumi-
nistra a través de un banco de baterías del tipo alcalino
níquel-cadmio, tensión de 125 Voltaje de corriente directa
(V.c.d.), para un régimen de descarga de 8 horas y de un
cargador tipo rectificador de onda completa filtrado y re-
gulado para cargar un banco de baterías de 125 V.c.d. El
régimen de descarga es de 8 horas, tensión de alimenta-
ción de 220 V.c.a., y es trifásico. Está diseñado para sumi-
nistrar tanto carga de igualación, como carga de flotación.
La alimentación de corriente alterna es proporcionada por
la CFE para suministrar a todos los servicios del CEV a una
tensión de 220V / 127V, 60Hz. con la finalidad de asegu-
rar la confiabilidad y continuidad del servicio, el sistema de
servicios propios deberá disponer de un sistema de trans-
ferencia de 2 opciones:
a) Alimentación principal
b) Alimentación de respaldo
10
14. Sistema de aire acondicionado. Los equipos para acon-
dicionamiento de temperatura en el interior de la caseta
de control y tiristores, deben contar con dos unidades tipo
paquete, con capacidad al 100%, para mantener la tem-
peratura recomendada en dichas áreas y proporcionar
presión positiva al interior de la caseta. El sistema debe
operar en forma totalmente automática, intercambiando
el uso de las unidades cada semana o ante la falla de la
unidad en operación.
Figura 9. Sistema de aire acondicionado
Cuchillas desconectadoras y de puesta a tierra.
Las cuchillas desconectadoras se utilizan para aislar cual-
quier aparato que requiera mantenimiento.
Los siguientes componentes deben contar con
cuchillas desconectadoras y con puesta a tierra:
a) Cada rama de reactores controlados
por tiristores
b) Cada rama de capacitores conmutada
por tiristores
c) Cada rama de filtros
Las cuchillas deben cumplir con lo siguiente:
a) Todas las cuchillas desconectadoras deben
ser motorizadas
b) Todas las cuchillas desconectadoras
deben permitir su operación manual
c) Todas las cuchillas de puesta a tierra
deben ser de operación manual
11
Al restablecerse la alimentación principal, luego de una
falla, después de 30 segundos, el sistema debe desco-
nectarse de la alimentación de respaldo y cambiar a la
alimentación principal. En ambas transferencias se debe
asegurar que éstas no afecten la continuidad operativa del
compensador estático de VAR (CEV).
15. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Figura 10. Montaje de cuchillas tripolares
Transformadores de corriente: Deben cumplir con la
norma de referencia NRF-027-CFE y apegarse a los requeri-
mientos de diseño del CEV.
Transformadores de potencial inductivos: Deben cum-
plir con la norma de referencia NRF-026- CFE y apegarse a
los requerimientos de diseño del CEV.
Apartarrayos: Deben cumplir con la norma de referencia
NRF-045-CFE y apegarse a los requerimientos de diseño del
CEV.
Estructura metálica menor: Debe ser de acuerdo con el
diseño del fabricante y cumplir con lo indicado en la especifi-
cación CFE JA100-57.
3.2 MONTAJE DE EQUIPO MENOR
3.2.1 Definición de equipo menor
Transformadores de corriente: Es el dispositivo diseña-
do para suministrar una corriente adecuada a instrumentos
de medición y protección, elevando el voltaje para disminuir
la corriente. Bajo con-
diciones normales de
operación, la corrien-
te suministrada (co-
rriente secundaria)
es proporcional a una
corriente primaria.
La función principal
de este equipo es re-
ducir la corriente a
valores normales no
peligrosos dentro de
condiciones normales
de operación. Donde
el devanado primario
de dicho transforma-
dor está conectado
en serie con el circuito
que se desea medir;
en tanto que los deva-
nados secundarios están conectados a los circuitos de co-
rriente de uno o varios aparatos de medición y protección
Figura 11. Transformadores de corriente
12
16. Figura 12. Transformadores de potencial Figura 13. Trampa de ondas Figura 14. Trampa de ondas con TPC
(ejemplo: relevadores y multimedidores, los cuales pueden
ser análogos y/o digitales).
13
Transformadores de potencial: Este dispositivo está di-
señado para suministrar una tensión adecuada a instrumen-
tos de medición y protección. Bajo condiciones normales de
operación, la tensión suministrada (tensión secundaria) es
proporcional a una tensión primaria. La función principal de
este equipo es reducir el voltaje a valores normales no pe-
ligrosos dentro de las condiciones normales de operación.
Donde el devanado primario de dicho transformador está
conectado en paralelo con el circuito que se desea medir; en
tanto que los devanados secundarios están conectado a los
circuitos de voltaje de uno o varios aparatos de medición y
protección (ejemplo: relevadores y multimedidores, los cua-
les pueden ser análogos y/o digitales).
Apartarrayos: Son aquellos dispositivos de una subes-
tación que se conectan en paralelo al sistema eléctrico y
que por sus características funcionan como protección de
los equipos de una subestación, de sobretensiones o des-
cargas atmosféricas (en el sistema). Su función principal
es limitar y drenar a tierra las sobretensiones que se pro-
ducen por acción de los efectos transitorios como de las
descargas atmosféricas (rayos).
Trampa de ondas: Son dispositivos que se conectan en
serie con la línea de alta tensión. Su impedancia debe ser
despreciable a la frecuencia de 60Hz. y relativamente alta
sobre cualquier banda de frecuencias entre 40 y 500KHz;
consiste de una bobina principal con un dispositivo de pro-
tección y un dispositivo de sintonía. Su función es filtrar las
frecuencias del sistema eléctrico distintas a 60Hz, llevándo-
las por medio de un cable de radiofrecuencia hasta el equipo
OPLAT.
17. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
3.2.2 Clasificación
Transformador
de Corriente
Apartarrayos
Transformador
De
Potencial
Trampa de onda
Por su servicio
Trampa de onda
Por su montaje
Devanado
(Relación simple
o doble)
Servicio
Devanado
Inductivos
Capacitivos
Intemperie
Suspendida
Soportada
Barra
Ventana
Boquilla
Intemperie
Interior
Normal
Contaminación
Óxido de zinc
Auto valvulares
Figura 15. Clasificación
14
18. 3.2.3 Documentos que aplican
Especificación CFE VE000-38, NRF-027-CFE,
NRF-026-CFE, CFE U4101-02, NRF-003-CFE-2000
Especificación de construcción de
subestaciones eléctricas (S.E-OE-III.5)
Instrucción de trabajo NB 8311, NB 8312,
NB 8313
Protocolo de pruebas del fabricante
Lista de embarque de fabricante
Instructivos y diagramas eléctricos del fabricante
Certificados de calidad del equipo
3.2.4 Proceso de montaje
3.2.4.1 Traslado del equipo menor al
sitio de montaje
a) Verificación durante el transporte:
15
Los transformadores de corriente, transformadores de
potencial, apartarrayos y trampas de onda pueden ser
transportados por carretera, ferrocarril o vía marítima.
Para cada caso el fabricante debe prever lo necesario (so-
portes de madera, tornillos y/o flejes), para que el equipo
y accesorios no sufran daños externos e internos. Normal-
mente los equipos se transportan dependiendo del tipo,
capacidad y fabricante, pueden ser en posición vertical en
vehículos especiales (cama baja) y debidamente fijados de
sus bases o en huacales de madera en posición horizontal
(en el caso de los transformadores de corriente). Cuando
son aparatos menores de 230kV pueden ser embalados
en una sola pieza o separados en módulos y de 400kV
normalmente vienen divididos en módulos.
b) Verificación a la llegada al sitio:
Al recibir el equipo el supervisor debe revisar con la lista de
embarque del embalaje que el equipo no se muestre gol-
peado, roto, o con fugas de aceite, en cuyo caso se deberá
informar de algún daño que se presente al fabricante. Es
importante para iniciar cualquier maniobra de izaje y des-
embalaje, que se lleve a cabo siguiendo puntualmente las
instrucciones del fabricante. Llevar a cabo una inspección
física del equipo para detectar posibles daños en: porcela-
na, membranas, pantallas, terminales primarias y secun-
darias, así como pantallas deflectoras.
19. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Figura 16. Verificación a la llegada al sitio
Que las maniobras de izaje se lleven a cabo como
se indica en el instructivo de montaje.
Que el montaje, nivelación y fijación del equipo, se
realice tomando en cuenta el par de apriete de los
tornillos de fijación, de acuerdo con la tabla propor-
cionada por el fabricante.
Nota: Al momento de fijar el equipo sobre
su base soporte, verificar que haga
contacto en todas sus partes con el
pedestal, de lo contrario se deberá calzar
para obtener su nivelación y evitar daños
al mismo durante su funcionamiento.
Si el transformador tuviese barras de conmutación
primaria asegurarse que estén correctamente co-
nectadas.
Con respecto a los transformadores de medida, ve-
rificar que no existan fugas de aceite alrededor del
domo, cabeza del equipo, porcelana, membrana y
tanque de aceite.
Verificar que cuando sean dos o más módulos por
equipo realizar las conexiones eléctricas entre es-
tos y a tierra.
Verificar las conexiones de la estructura y equipo al
sistema de tierras.
3.2.4.2 Montaje
El montaje de los transformadores de medida, apartarra-
yos y trampas de onda se supervisará por personal califi-
cado, invariablemente se debe llevar a cabo siguiendo un
programa de montaje y las instrucciones del fabricante.
Durante el montaje se deberá verificar lo siguiente:
16
20. Durante el montaje de la trampa de onda se deberá
verificar lo siguiente:
Que las maniobras
de izaje se lleven a
cabo como lo indi-
ca el fabricante.
Que el montaje se
realice de acuerdo
con el proyecto, es
decir si es una dis-
posición suspendi-
da o soportada.
Para la disposición
del tipo suspendi-
da, se deberá ve-
rificar que cuente
con los elementos
necesarios para la
sujeción y fijación
del equipo en la
trabe de la estruc-
tura metálica y el
piso.
Figura 17.
Montaje de la trampa de onda
Para la disposición del tipo soportada, se deberá
verificar que se encuentre instalado el dispositivo
de potencial capacitivo o arreglos de aisladores so-
portes, de acuerdo con el proyecto.
Conexión de la trampa de onda al bus, dispositivo
de potencial capacitivo y la unidad de acoplamiento.
Inspección del par de apriete en las áreas atornilla-
das.
3.2.5 Pruebas preoperativas
A los transformadores de corriente se les aplicarán
las siguientes pruebas eléctricas:
Resistencia de aislamiento
Factor de potencia
Prueba de relación de transformación
Prueba de saturación
Prueba de polaridad
Prueba de resistencia óhmica
17
21. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
A los transformadores de potencial inductivo y
capacitivo se les aplicarán las siguientes pruebas eléctricas:
Resistencia de aislamiento
Factor de potencia
Medición de capacitancia
Pruebas de relación de transformación
A las trampas de onda se les aplicarán las
siguientes pruebas eléctricas:
Medición de la impedancia de bloqueo
Medición de la perdida de inserción
Pruebas de aislamiento
Pruebas de dispositivos de protección
3.3 MONTAJE DE TABLEROS
DE PROTECCIÓN, CONTROL
Y MEDICIÓN
3.3.1 Definición de tablero de
protección, control y medición
El tablero es un gabinete metálico integrado por secciones
verticales ensambladas entre sí que contienen los dife-
rentes dispositivos eléctricos con funciones de protección,
control y medición.
Figura 18. Tablero de protección, control y medición
18
22. 3.3.2 Clasificación
Por su construcción
Dúplex: En sus inicios, el diseño de los tableros fue
tomado como base para que todos los componen-
tes de protección control y medición estuvieran en
el mismo gabinete, que contaba con dos frentes,
uno para el bus mímico y alarmas y otro para los
relevadores de protección, con accesos laterales a
su interior. Estos tableros se encuentran en servi-
cio en subestaciones antiguas, por lo que aún se
siguen instalando. El diseño de la caseta de control
para este tipo de tableros considera una fosa que
canaliza el cableado desde el exterior de la subesta-
ción (equipo primario, corrientes, voltajes, posición
y/o estados de equipos, alarmas y protecciones
mecánicas); así mismo sirve para la interconexión
entre tableros.
Simplex: Este tipo de tablero se divide en dos sec-
ciones: 1) un gabinete que contiene los relevadores
de protección, relevadores auxiliares de control y
los seguidores de posición de los interruptores y
cuchillas; 2) en el otro gabinete se instalan los con-
mutadores de control, el mímico tipo mosaico y el
cuadro de alarmas. Estos elementos se interconec-
tan mediante un cable multiconductor lo suficien-
temente largo para subir por charola y extenderse
desde el mímico hasta el tablero de protección. El
diseño de la caseta de control para este tipo de ta-
bleros considera una charola eléctrica en la parte
superior, para la interconexión con otros tableros.
Simplex integral: En este tipo de tablero se insta-
lan los relevadores de protección, relevadores auxi-
liares de control, accesorios de prueba, tablillas, la
representación gráfica del arreglo de barras de la
subestación, indicadores, conmutadores, cuadros
de alarmas y equipo de medición. Así mismo se
instalan las protecciones y el mímico en el mismo
frente. Este tipo de tablero se utiliza generalmen-
te en subestaciones de distribución, las cuales solo
requieren de dos espacios o menos de relevadores
principales.
Integrales: Este tipo de tablero se utiliza en los mo-
dernos diseños de subestaciones eléctricas, donde
existen sistemas de automatización, tales como el
SICLE (Sistema de Información y Control Local de
Estación) con el control de los equipos primarios y
la concentración de información se efectúa a tra-
vés de un dispositivo conocido como MCAD (Módu-
lo de Control y Adquisición de Datos), evitando con
esto el suministro e instalación de un tablero mími-
co con cuadro de alarmas, lo que representa una
reducción en el espacio de las casetas de control.
19
23. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
3.3.3 Identificación de tableros
Por equipo primario asociado:
LT Líneas de transmisión o distribución
de energía en alta media tensión
TD Autotransformador o transformador
con dos devanados
TT Autotransformador o transformador
con tres devanados
TA Transformador de arranque
TU Transformador de unidad
DB Diferencial de barras
RP Reactor en derivación
CP Banco de capacitores de
compensación en derivación
IA Interruptor para amarre o transferencia
IS Interruptor de seccionamiento de barras
IT Interruptor de transferencia
Por tensiones de operación:
5 Tensiones de 44kV y menores
7 Tensiones mayores de 44kV y hasta 161kV
9 Tensiones de 161kV y hasta 230kV
A Tensiones de 400kV y mayores
Por protecciones primarias para líneas y
alimentadores:
50 Sobre corriente instantánea
51 Sobre corriente temporizado
67 Sobre corriente direccional
21 Distancia
85 Comparación direccional
87L Diferencial de línea
Por arreglo de barras:
IM Para arreglos de interruptor y medio
DI Para arreglo de doble interruptor
PA Para arreglos con barra principal y auxiliar
PT Para arreglos con barra principal y
transferencia
AN Para arreglos de conexión en anillo
BS Para arreglo de barra sencilla
AD Para arreglos de alimentadores de
distribución
TB Para arreglos de tres barras: barra 1,
barra 2 y barra de transferencia
Por equipo de monitoreo y medición:
RD Registrador de disturbios
MM Medidores multifunción
20
24. Ejemplos de clasificación de tableros:
Sección tipo LT-A-87-87
Sección tipo para líneas de 400kV con protección
diferencial de línea PP1 y PP2
Sección tipo LT-A-87-21
Sección tipo para líneas de transmisión de 400kV,
con protección diferencial de línea como PP1 y pro-
tección de distancia como PP2
Sección tipo LT-A-85-21
Sección tipo para líneas de transmisión de 400kV,
con protección por comparación direccional como
PP1 y protección de distancia como PP2
Sección tipo LT-9-85-21
Sección tipo para líneas de transmisión de 230kV,
con protección de comparación direccional como
PP1 y protección de distancia como PP2
Sección tipo LT-9-87-87
Sección tipo para líneas de transmisión de 230kV,
con protección diferencial como PP1 y PP2
Sección tipo LT-9-87-21
Sección tipo para líneas de transmisión de 230kV,
con protección diferencial como PP1 y protección
de distancia como PP2
Sección tipo LT-9-21-21
Sección tipo para líneas de transmisión de 230kV,
con protección de distancia como PP1 y PP2
Sección tipo LT-7-87
Sección tipo para una línea de transmisión de
115kV, con protección diferencial como PP
Sección tipo LT-7-21
Sección tipo para una línea de transmisión de
115kV, con protección de distancia como PP
Sección tipo LT-7-87-87
Sección tipo para dos líneas de transmisión de
115kV, con protección diferencial como PP1 y PP2
Sección tipo LT-7-21-21
21
25. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Seccióntipoparadoslíneasde transmisiónde 115kV,
con dos esquemas de protección de distancia
Sección tipo LT-7-21-87
Sección tipo para dos líneas de transmisión de
115kV, con un esquema de Protección de distan-
cia y un esquema de protección diferencial
Sección tipo LT-5
Sección tipo de alimentadores de 34.5kV, 23.0kV y
13.8kV con PPA
Sección tipo TT
Sección tipo para autotransformador o transfor-
mador con tres devanados
Sección tipo TD
Sección tipo para autotransformador o transfor-
mador con dos devanados
Sección tipo CP-7
Sección tipo para bancos de capacitores de 161kV
y menores
Sección tipo RP
Sección tipo para reactores paralelo
Sección tipo RT
Sección tipo para reactores conectados al terciario
de transformadores
Sección tipo IA e IS
Sección tipo para interruptores de transferencia
o amarre e interruptores para seccionamiento de
barras
Sección tipo IT
Sección tipo para interruptores de transferencia
Sección tipo DB-IM Sección tipo para protección de
diferencial de barras en arreglos de doble interrup-
tor o interruptor y medio
Sección tipo DB-PA Tablero de protección, control
y medición para protección diferencial de barras
en arreglos de barra principal-barra auxiliar con in-
terruptor de amarre o transferencia y arreglos de
tres barras
22
26. Sección tipo DB-PT Tablero de protección, control y
medición para protección diferencial de barras en
arreglos de barra principal-barra de transferencia
y barra sencilla
Sección tipo RD
Sección tipo para registradores de disturbios
Sección tipo MM
Sección tipo para medidores multifunción
3.3.4 Documentos que aplican
Especificación y anexos CFE VE6700-41,
G0000-62, CFE NRF-041
Especificación de construcción de subestaciones
eléctricas (SE-OE-IV)
Registro de montaje NB 8314
Resultado y protocolo de inspección y pruebas del
fabricante
Lista de embarque de fabricante
Certificados de calidad del equipo
Instructivos técnicos y manuales de operación del
fabricante
Diagramas esquemáticos y alambrado del fabricante
Software para acceso-configuración
Software para análisis de explotación
Licencias
3.3.5 Proceso de montaje
3.3.5.1 Traslado de equipo al área
de montaje
a) Verificación durante el transporte:
Los tableros de protección, control y medición son trans-
portados normalmente por carretera, el fabricante debe
prever que los mismos se embarquen por secciones en
forma individual y protegidos con bastidores de madera
y forrados con cubiertas de polietileno para evitar daños
físicos al tablero y sus componentes ya sea por humedad
o polvo. Los tableros deben ser embarcados en posición
vertical y en transportes adecuados al tamaño y dimen-
sión de éstos.
23
27. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Figura 19. Verificación durante el traslado de tableros
b) Verificación a la llegada al sitio
Al recibir los tableros:
Revisar con la lista de
embarque, que el em-
balaje y el equipo no
se muestren golpea-
dos, rotos y sin faltan-
tes, en cuyo caso se
deberá informar en
forma inmediata de
algún daño o faltante
que se detecte al fa-
bricante.
Verificar que las maniobras de izaje y desembalaje
se lleve a cabo siguiendo las instrucciones del fabri-
cante y con el equipo adecuado.
Llevar a cabo una inspección física externa e inter-
na a los tableros y sus componentes según las lis-
tas de embarques para detectar posibles daños a
los mismos.
Verificar que los relevadores que integran las sec-
ciones se encuentren en el listado de relevadores
aprobados por CFE.
Figura 20.
Verificación durante el traslado de Figura 21. Montaje del tablero de protección, control y medición
24
28. 3.3.5.2 Proceso de montaje
El montaje de los tableros de protección, control y medi-
ción deberá ser supervisado por personal calificado para
tal fin, bajo un programa y siguiendo las instrucciones del
fabricante.
Durante el montaje se deberá verificar lo siguiente:
Que el montaje, fijación, ensamble y nivelación de
las secciones que integran los tableros se realice
tomando en cuenta los planos de proyecto y dibujos
del fabricante.
Al momento de anclar las secciones se deberá veri-
ficar que la base en su totalidad haga contacto con
el piso y no se presente ningún desnivel.
Verificar el estado físico de todos los componentes
eléctricos de cada sección.
3.4 MONTAJE DE SISTEMA
DE CONTROL SUPERVISORIO
3.4.1 Definición de sistema de control
supervisorio
Se puede definir como control supervisorio, al sistema di-
señado con la finalidad de obtener la información y control
de las subestaciones de un sistema eléctrico a control re-
moto, desde una central como estación maestra, median-
te la cual se hace posible la ejecución de controles para
la apertura o cierre de interruptores y/o cuchilla, inicio
o paro de secuencias automáticas, adquisición de infor-
mación analógica y digital, como señalización y monitoreo
de estados que guardan los equipos de una subestación.
También obtenemos información de alarmas y proteccio-
nes de los diferentes dispositivos que componen la subes-
tación, con el fin de proporcionar un mejor servicio y pre-
ver fallas en las subestaciones eléctricas o centrales de
generación. Todo este intercambio de información y con-
trol de maestra-remoto se logra a través de un medio de
comunicación que utiliza protocolos, siendo estos medios
los enlaces de comunicación: línea directa, red telefónica,
oplat, fibra óptica, microondas, radiofrecuencia. Para que
el sistema de control supervisorio funcione debe haber 2
elementos claves; una estación maestra (UTM) y una esta-
ción remota (UTR, SICLE o SISCOPROMM).
25
29. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
En la actualidad un control supervisorio de forma remota
en una subestación se puede lograr de varias formas de
acuerdo con el tipo de subestación.
3.4.2 Clasificación de los equipos de
control supervisorio
Los diferentes equipos de control supervisorio se pueden
clasificar en:
Unidad terminal remota (UTR)
Subsistema remoto (SSR)
Sistema integral de protección, control y medición
(SISCOPROMM)
Sistema integral de control local de estación (SICLE)
Unidad Terminal Remota (UTR) y/o Subsistema
Remoto (SSR)
Conjunto de equipos y programación que realizan las fun-
ciones de integración, procesamiento, almacenamiento,
manejo y retransmisión de los parámetros propios del pro-
ceso para el control supervisorio y adquisición de datos de
una instalación, referidos a un centro de control de nivel su-
perior. La unidad terminal remota y/o subsistema remoto
(UTR Y/O SSR), para poder cumplir con sus funciones de
control supervisorio está basado en un microprocesador
(SCADA) de propósito general, a través del cual ejecuta las
Las funciones básicas que realiza la central maestra son:
Adquisición de datos
Control de dispositivos
Almacenaje y manejo de información
Proporcionar información al operador
Transmisión de información
Las funciones básicas que realiza la unidad central
remota son:
Salidas de control
Adquisición digital
Adquisición analógica
26
30. funciones requeridas. Existen unidades terminal remotas
tipo poste y del tipo sobreponer en piso.
Figura 22. UTR tipo sobreponer en piso
Figura 23. UTR tipo poste
El subsistema remoto debe estar diseñado para satisfacer
aplicaciones de medio o gran alcance, o donde se requiera
flexibilidad para futuras expansiones, por lo que tiene la
capacidad de ser: modular y distribuido.
SSR
Figura 24. Tipos de subsistemas remotos
Servidor Scada
UTR
CPU
27
31. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Sistema integrado de control, protección, medición y
mantenibilidad (SISCOPROMM)
Todo el conjunto está ubicado en secciones de tableros
integrales, las funciones que realiza son:
Administrar la información e integrar las funciones de
protección, control, medición y mantenibilidad en subes-
taciones de distribución, así mismo debe ser la base de
referencia para la estrategia de implantación o sistemas
afines como: automatización de redes de distribución, sis-
tema informático, etcétera. Este sistema está estructura-
do bajo el concepto de sistema abierto y distribuido, que
permita el crecimiento a futuro en forma modular por es-
quema de protección en los diferentes tipos de secciones
de tableros y su disposición física (líneas, transformadores
y alimentadores).
La arquitectura conceptual del sistema consta básicamen-
te de los siguientes componentes:
Controlador principal de subestación (CPS)
Dispositivos electrónicos inteligentes (DEIs):
a) Unidad de control y adquisición
de datos (UCAD)
b) Relevadores de protección
(líneas, alimentadores, etcétera)
c) Medidores microprocesados
Arquitectura de comunicacione
Autodiagnóstico
Los dispositivos electrónicos inteligentes (DEIs) son dispo-
sitivos que adquieren y/o concentran y procesan la infor-
mación proveniente de campo, e integran parcial o total-
mente las funciones de control, medición y protección.
Figura 25. Ejemplo de un tablero SISCOPROMM
Sistema de Información y Control Local de Estación
(SICLE) Integral
Los Sistemas de información y control local de estación
(SICLE) se encuentran ubicados en subestaciones de po-
tencia nuevas y existentes de transmisión y transforma-
ción de la CFE, para que a través de sistemas de automati-
28
32. Subsistema local
Subsistema remoto
Sistema de protección y medición (SPM)
Red de comunicaciones de subestación
Hardware especial
Software: Se refiere a la programación requerida que
el sistema debe considerar en la utilización de paquetes
con apego a normalización de sistemas abiertos y deberá
contar con lo siguiente:
Sistema
operativo
Manejadores de
bases de datos
Programas
de aplicación
Protocolos
Diagnósticos
Actualización
Software
special
SICLE
29
zación inteligentes puedan supervisar y controlar en forma
local y remota la subestación en su totalidad, así como el
acceso a la información de medición, registro secuencial
de eventos y equipos de protección y su integración a los
diferentes sistemas operando actualmente en CFE. Con
estos sistemas integrales de control, protección y medi-
ción los Centros de Control de Energía (CENACE) ubicados
estratégicamente dentro del Sistema Interconectado Na-
cional administran y controlan dichas subestaciones en su
afán por mejorar la calidad y el suministro de la energía
eléctrica. El SICLE se integra en un solo conjunto forma-
do por secciones de tableros integrales, conformado por:
hardware y software.
Hardware: Es el conjunto de componentes físicos (eléc-
tricos, electrónicos y electromecánicos) que integran la
parte material del SICLE. Incluyendo los diferentes elemen-
tos que componen el Subsistema Local (SSL), el Subsiste-
ma Remoto (SSR) y el Sistema de Protección y Medición
(SPM), los cuales son:
33. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Figura 26. Equipo SICLE
FUENTE DE PODER
SERVIDOR SCADA
GPS
HUB
(CONCENTRADOR DE
COMUNICACIÓN LOCAL)
RUTEADOR
FIREWALL
30
34. Figura 27. Equipo CENACE
31
3.4.3 Diagrama de interconexión subestación-CENACE
35. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Especificación SICLE G0000-34, SISCOPROMM
V6700-55, UTR G0000-74
Especificación de construcción de subestaciones
eléctricas
Procedimiento de montaje NB 8319
Protocolo de pruebas del fabricante
Instructivos y diagramas esquemáticos del
fabricante
Lista de embarque de fabricante
Certificados de calidad del equipo
Software para acceso - configuración
Software para análisis de explotación
Licencias
Los tableros de control son transportados normalmente
por carretera. El fabricante debe prever que los mismos
se embarquen por secciones en forma individual y protegi-
dos con bastidores de madera y forrados con cubiertas de
polietileno para evitar daños físicos al tablero y sus compo-
nentes ya sea por polvo o humedad. Los tableros deben
ser embarcados en posición vertical y en transportes ade-
cuados al tamaño y dimensiones de éstos.
Figura 28. Traslado del tablero de control
32
3.4.4 Documentos que aplican 3.4.5 Proceso de montaje
3.4.5.1 Traslado de equipo al área
de montaje
a) Verificación durante el transporte:
36. 3.5 MONTAJE DE SISTEMA DE
TELECOMUNICACIONES
3.5.1 Definición de sistema de
telecomunicaciones
Es el proceso de transmitir, emitir o recepcionar infor-
mación a largas distancias por medios eléctricos. La co-
municación se hace llegar a su destino, bien por cables
conductores debidamente aislados llamados líneas de
transmisión, a través de la atmosfera (aire), enlaces de
radiofrecuencia o medios ópticos.
Los sistemas de comunicación son requeridos por los esque-
mas de protección para realizar las funciones de teleprotec-
ción, por lo tanto se deben considerar los siguientes esquemas:
33
b) Verificación a la llegada al sitio
Al recibir los tableros:
Revisar con la lista de embarque, que el embalaje
y el equipo no se muestren golpeados o rotos y sin
faltantes, cuyo caso se deberá informar en forma
inmediata de algún daño o faltante que se detecte
al fabricante.
Verificar que las maniobras de izaje y desembalaje
se lleve a cabo siguiendo las instrucciones del fabri-
cante y con el equipo adecuado.
Llevar a cabo una inspección física externa e inter-
na a los tableros y sus componentes según las lis-
tas de embarques para detectar posibles daños a
los mismos.
3.4.5.2 Actividades de montaje
El montaje de los tableros de control deberá ser supervisado
por personal calificado para tal fin bajo un programa y siguien-
do las instrucciones del fabricante.
Durante el montaje deberá verificar lo siguiente:
Verificar el montaje, fijación, ensamble y nivelación
de las secciones que integran los tableros tomando
en cuenta los planos de proyecto y dibujos del fabri-
cante.
Al momento de anclar las secciones se deberá veri-
ficar que la base en su totalidad haga contacto con
el piso y no se presente ningún desnivel.
Verificar el estado físico de todos los componentes
eléctricos de cada sección.
37. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
34
Sistema oplat: onda portadora tipo FSK, capaz de
transmitir señales de contacto, de voz y datos. Es-
tos sistemas se utilizan en los sistemas de protec-
ción como medios para el envío y transmisión de
permisivos y transferidos directos.
Sistema de radiofrecuencias: este sistema debe
estar conformado por radio modem, con banda de
operación UHF, de 902–928MHZ (spread sprec-
trum) velocidad de comunicación hasta 115.2
kbaud, modo de operación “full duplex”, asincrónica,
continua y con interfaz RS-232 con un alcance de
enlace de 45km con línea de vista, potencia máxima
de salida 1 W, tensión de alimentación de 125VCD.
Sistema óptico: en estos sistemas se cuenta con
un cable de fibra óptica para el enlace entre dos
subestaciones por medio de los equipos ópticos,
para conectar a los equipos de protección (directa-
mente a la fibra y/o por un canal de comunicación
multiplexado según se requiera), así mismo la infor-
mación que maneja el control supervisorio.
Sistema de microondas digital – mutiflexado: es-
tos sistemas se emplean para enlazar sistemas de
protección en subestaciones de transmisión y sub-
transmisión por medio de propagación de ondas a
través de la atmósfera.
3.5.2 Documentos que aplican
Especificación CFE U4000-10 y G0000-65
Especificación de construcción de subestaciones
eléctricas (S.E-OE-IV.1 Y V.3)
Registro de montaje NB 8318, NB8314 y 8325
Resultado y protocolos de inspección y pruebas
del fabricante
Lista de embarque de fabricante
Certificados de calidad del equipo
Instructivos técnicos y manuales de operación del
fabricante
Diagramas esquemáticos y alambrado del fabri-
cante
Software para acceso-configuración
Software para análisis de explotación
Licencias
38. 3.5.3 Proceso de montaje
3.5.3.1 Traslado del equipo de
comunicación al sitio de montaje
a) Verificación durante el transporte:
Los equipos de comunicación son transportados normal-
mente por carretera o vía marítima, el fabricante debe
prever que se embarquen por secciones, en forma indi-
vidual y protegidos con bastidores de madera y forrados
con cubiertas de polietileno para evitar daños físicos al
tablero y sus componentes ya sea por humedad o polvo.
Los equipos deben ser embarcados en la posición que in-
dica el fabricante y en transportes adecuados al tamaño
y dimensiones de éstos, con la finalidad de evitar daños.
b) Verificación a la llegada al sitio
Al recibir los equipos se deberá:
Revisar con la lista de embarque cada uno de los
equipos y accesorios, además que el embalaje no
se muestre golpeado o roto y sin faltantes, cuyo
caso se deberá informar en forma inmediata de
algún daño o faltante que se detecte al fabricante.
Verificar que las maniobras de izaje y desembalaje
se lleven a cabo siguiendo las instrucciones del fa-
bricante y con el equipo adecuado.
Llevar a cabo una inspección física externa e inter-
na a los gabinetes y sus componentes según las
listas de embarques para detectar posibles daños
a los mismos.
Verificar que la documentación de cada uno de los
equipos suministrados cuente con su certificado de
aceptación, por laboratorios certificados y aproba-
dos por CFE.
Figuras 29 y 30. Verificación a la llegada al sitio del
equipo de comunicación al sitio de montaje
35
39. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
36
3.5.3.2 Actividades de montaje
Sistema oplat
Se compone de: equipo oplat, equipo de tonos, equipo de
teleprotección, cable RF, unidad de acoplamiento, disposi-
tivo de potencial, trampa de onda, software y licencias.
En relación a las actividades de montaje:
Deberá ser supervisado por personal calificado
para tal fin. Bajo un programa y siguiendo las ins-
trucciones del fabricante.
Este sistema consiste en realizar el montaje de un
conjunto de equipos y accesorios para realizar la
comunicación punto a punto, de acuerdo con los es-
quemas normalizados de comunicación para líneas
de transmisión de 400kV, 230kV y 115kV.
Durante el montaje se deberá verificar lo siguiente:
a) Que durante el montaje, fijación, ensamble
y nivelación de las secciones que integran
los tableros se consideren los planos de
proyecto y dibujos del fabricante.
b) Al momento de anclar las secciones
se deberá verificar que la base en su
totalidad haga contacto con el piso y
no se presente ningún desnivel.
Durante el montaje se deberá verificar lo siguiente:
a) El estado físico de todos los
componentes eléctricos y electrónicos
de cada sección.
b) El montaje adecuado del
sistema de acoplamiento
(TPC, TO, UAC, cable RF).
c) El alambrado del equipo y sus
interconexiones.
d) El montaje adecuado del
sistema de alimentación.
40. Figura 31. Sistema Oplat
Equipo fuera del alcance de
suministro (o ya existe o su su-
ministro es por CFE, o no es de
comunicaciones y se indica solo
como referencia operativa)
Equipo de comunicaciones que
debe ser suministrado y que
esta incluido dentro del alcance
del contrato
ET: Equipo de tonos de
audio para
teleprotección
EDT: Equipo dogital de
teleprotección
CGFO: Cable de guarda
con fibras ópticas
CDFO: Cable dielétrico
con fibras ópticas
mm: Multimodo
um: Unimodo
37
Sistema de radio frecuencia
El cual se compone de equipos de radio, VHF, UHF, mi-
croondas, sistema radiante, torre de comunicación, ante-
nas, direccional y omnidireccional, cable coaxial, software
y licencias.
En relación a las actividades de montaje:
El montaje del sistema de radio frecuencia deberá
ser supervisado por personal calificado para tal fin.
Bajo un programa y siguiendo las instrucciones del
fabricante.
Este sistema consiste en realizar el montaje del
radio de comunicación y del sistema radiante, así
como sus accesorios para realizar la comunicación
en muchas de las bandas disponibles en el espec-
tro de frecuencias (VHF, UHF y microondas), de
acuerdo con el proyecto.
Durante el montaje deberá verificar lo siguiente:
a) El montaje, fijación y nivelación
de la torre y radio de comunicación
tomando en cuenta los planos de
proyecto y dibujos del fabricante.
41. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
Figura 32. Montaje del sistema de radio frecucia
38
b) El tendido y fijación del cable
coaxial, desde la torre hasta el equipo
por charolas o trincheras.
c) La instalación del sistema de tierra
e iluminación de acuerdo con norma y
con certificado de la Dirección General
de Aeronáutica Civil.
Durante el montaje:
Verificar que la torre sea pin-
tada con los colores regla-
mentarios.
Verificar el alambrado del
equipo y las conexiones con
otros.
Montaje adecuado del siste-
ma de alimentación.
Sistema óptico
Se compone de equipo óptico, equipo digital de telepro-
tección, caja de interconexión óptica, cables y conectores
(eléctricos y ópticos), software y licencias para el sistema
de gestión.
En relación a las actividades de montaje:
El montaje del sistema óptico deberá ser supervisa-
do por personal calificado para tal fin. Bajo un pro-
grama y siguiendo las instrucciones del fabricante.
Consiste en realizar el montaje de los gabinetes del
equipo terminal óptico y sus accesorios.
Durante el montaje se deberá verificar lo siguiente:
a) El montaje, fijación, ensamble y
nivelación de los gabinetes tomando
en cuenta los planos del proyecto y
dibujos del fabricante.
b) Al momento de anclar los
gabinetes se deberá verificar que la base
en su totalidad haga contacto con el
piso y no se presente ningún desnivel.
42. Figura 33. Caja de empalme de cable dieléctrico a cable OPGW
Figura 34. Gabinete de equipo óptico
39
c) El estado físico de todos los
componentes eléctricos y electrónicos
de cada sección.
Que el cableado y las conexiones se realicen de
acuerdo con el proyecto aprobado para construc-
ción.
La instalación adecuada del cable óptico, en la línea
y subestación
Realización de empalmes y medición de atenuación
de cada empalme.
Tipos de fibras y conectores ópticos, en Pig tails y
caja de conexiones.
Durante el montaje verificar:
En la siguiente unidad continuaremos estudiando el mon-
taje de los equipos faltantes como son el tablero de servi-
cios propios, el banco y los cargadores de baterías, entre
otros; los cuales tienen una estrecha relación con los vis-
tos en esta unidad, sin embargo debido a la extensión del
documento se optó por separarlos.
43. CONSTRUCCIÓN DE OBRA ELECTROMECÁNICA
40
Conclusión
El documento de la presente unidad da cuenta sobre los procesos durante el desarrollo de la obra electromecánica en
subestaciones eléctricas de potencia, así como los documentos de registro y la normatividad correspondiente al monta-
je de los equipos: compensador estático, equipo menor, tableros de protección, control y medición, sistema de control
supervisorio y sistema de telecomunicaciones.
Es de gran importancia que se tomen en cuenta todas las indicaciones descritas en este documento ya que la incorrec-
ta ejecución de algunas de las actividades que se realizan durante el proceso de montaje de los equipos puede tener
repercusiones económicas, materiales y humanas.
Norma de referencia NRF-027-CFE
Norma IEC- 60044-2
Norma IEC-60099
Especificación CFE JA100-57
Especificación CFE VE000-13
Especificación CFE VE000-14
Fuentes consultadas
44. 41
Especificación CFE VE000-38
Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (S.E-OE-III.5)
Registro de montaje NB 8312-13
Especificación y anexos CFE VE6700-41
Especificación G0000-65
Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (SE-OE-IV.1)
Registro de montaje NB 8310
Especificación SICLE G0000-34 SISCOPROMM V6700-55
Procedimiento de montaje NB 8319
Especificación CFE U4000-10
Especificación G0000-65
Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (S.E-OE-IV.1 Y V.3)
Registro de montaje NB 8318
Registro de montaje 8325