SANTIAGO ABEL CARRILLO MARQUEZ

SANTIAGO ABEL CARRILLO MARQUEZ JOSE CARLOS NUÑEZ DURAN UNIDAD 3 605 31/05/2016 MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS INDICE 1. Aplicar el plan de mantenimiento correctivo a mecanismos de operación de una sub estación eléctrica siguiendo las especificaciones del fabricante, de las normas y políticas preestablecidas. - ¿Por qué realizar el servicio de mantenimiento? - ¿Cuál es la frecuencia de realización de un servicio de mantenimiento? - Subestaciones Eléctricas - Partes de la subestación eléctrica - MANTENIMIENTO A TABLERO DE DISTRIBUCIÓN - MEDICIÓN DE RESISTENCIA DEL SISTEMA DE TIERRAS 2. Aplicar el plan de mantenimiento correctivo a transformadores de una sub estación eléctrica, siguiendo las especificaciones del fabricante. - Mantenimiento a transformador -NORMAS BÁSICAS PREVIAS -TAREAS DEL MANTENIMIENTO -Análisis del aceite del transformador -TRANSFORMADORES SECOS -TRANSFORMADORES SUMERGIDOS EN ACEITE -ACEITES AISLANTES -DEGENERACION DEL ACEITE AISLANTE -ANALISIS ACEITES AISLANTES -COMPROBACION ACEITES AISLANTES -MANTENIMIENTO DEL ACEITE AISLANTE -LOS DEVANADOS DE LOS TRANSFORMADORES. -TIPOS DE CONEXIONES -CONCEPCIÓN BÁSICA DE UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO -DEVANADOS CON SEPARACIÓN -DEVANADOS SIN SEPARACIÓN -TIPOS DE NÚCLEOS -TRANSFORMADOR TIPO ACORAZADO -FORMA DE LOS DEVANADOS -DEVANADOS EN BAJA TENSIÓN. MARCO TEORICO Mantenimiento correctivo de transformadores: Según sea el caso, producto de fallas o malfuncionamiento de las subestaciones eléctricas, se requiere un trabajo de corrección de anomalías, detectado en el mantenimiento antes señalado. Con los resultados obtenidos se procede a emitir un informe técnico dándole solución ala la falla en el menor tiempo posible previniendo alteraciones del suministro eléctrico. El mantenimiento correctivo consiste en: Tratamientos de pintura. Reemplazo de empaquetaduras. Filtrado, secado y/o cambio de aceite. Reemplazo de instrumentos (Niveles de aceite, termómetros, etc.). Cambio de espigas de AT y BT. Cambios de TAP. Reemplazo de accesorios en la subestación. (Crucetas, aisladores, etc.) La necesidad del mantenimiento correctivo en las instalaciones eléctricas, tanto en las de Alta, Media y Baja tensión se multiplica en función de los daños que podría ocasionar su parada por avería, tanto se trate de instalaciones públicas como privadas. NORMAS BASICAS PREVIAS Consejos básicos y generales: Planificar con antelación a la parada y desconexión del transformador de la red. Recopilar información técnica relativa al transformador Revisar protocolo y equipos de seguridad necesarios Seleccionar personal necesario para el mantenimiento. TAREAS DEL MANTENIMEINTO Aunque cada instalación tiene características distintas a continuación se presentan las habituales o las cuales se deben cumplir en la norma. • desconectar el equipo de la red tomando las medidas necesarias. • comprobación del sistema de seguridad por sobre temperatura. • comprobación del sistema de seguridad por sobre tensión en el transformador. • comprobación de los sistemas de sobre corriente y fuga a tierra • comprobación resto de indicadores • Comprobación del nivel de aceite, así como posibles fugas. • Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite • Comprobación, limpieza y ajuste de todas las conexiones eléctricas, fijaciones, soportes, guías y ruedas, etc. • Comprobación y limpieza de los aisladores • Comprobación en su caso del funcionamiento de los ventiladores • Limpieza y pintado del chasis, carcasas, depósito y demás elementos externos del transformador susceptibles de óxido o deterioro. TRANSFORMADORES SECOS Pruebas • Medición de resistencia óhmica de los devanados. • Relación de transformación. • Polaridad, desplazamiento angular y secuencia de fases. • Pérdidas en vacío y corriente de excitación a tensión nominal. • Tensión de impedancia y pérdidas debidas a la carga en la tensión nominal. Pruebas dieléctricas: • tensión aplicada • tensión inducida • resistencia de aislamiento Los transformadores secos se destacan, pues son ecológicamente insuperables, debido a la total ausencia de líquidos aislantes, no representan riesgo alguno de explosión o de contaminación, además del hecho de ser fabricados únicamente con materiales que no atacan el medio ambiente. Además de no necesitar mantenimiento, estos transformadores posibilitan diversas economías, a saber, en el proyecto eléctrico y civil cuando se los compara con los aislados en aceite de la misma potencia. Transformadores estándar IEC Los transformadores de distribución de este rango se utilizan para reducir las tensiones de distribución suministradas por las compañías eléctricas a niveles de baja tensión para la distribución de potencia principalmente en áreas metropolitanas (edificios públicos, oficinas, subestaciones de distribución) y para aplicaciones industriales. Los transformadores secos son ideales para estas aplicaciones porque pueden ser ubicados cerca del punto de utilización de la potencia lo cual permitirá optimizar el sistema de diseño minimizando los circuitos de baja tensión y alta intensidad con los correspondientes ahorros en pérdidas y conexiones de baja tensión. Los transformadores secos son medioambientalmente seguros, proporcionan un excelente comportamiento a los cortocircuitos y robustez mecánica, sin peligro de ningún tipo de líquidos, sin peligro de fuego o explosión y son apropiados para aplicaciones interiores o exteriores. TRANSFORMADORES SUMERGIDOS EN ACEITE Pruebas • análisis físico químicos • cromatografía de gases disueltos en aceite • análisis de contenido • proceso de filtrado y des gasificado • pruebas de relación de transformación • pruebas de resistencia de aislamiento • pruebas factor potencia • pruebas de resistencia • revisión cambiadores • inspección y pruebas de accesorios • cambio de aceite Cuando se habla de transformadores en aceite lo más importante a la hora de realizar un mantenimiento de tipo preventivo, es la periódica revisión del aceite. ACEITES AISLANTES El Aceite Aislante cumple múltiples funciones en los transformadores eléctricos: mejora del aislamiento entre componentes del Transformador, homogenización de la temperatura interna y refrigeración, etc. DEGENERACION DEL ACEITE AISLANTE El Aceite Aislante va degenerándose dentro del Transformador Eléctrico durante el funcionamiento normal del mismo. La degeneración dependerá de muchos factores, como el tipo de transformador, ubicación, carga y temperatura de trabajo, etc. La Contaminación de los Aceites Aislantes está básicamente relacionada con: • Presencia de humedad en el Aceite (agua) • Partículas: la fabricación de los transformadores implica la utilización de papales y celulosa, que pueden desprender pequeñas partes por vibración, etc. • Oxidación: Esfuerzos de trabajo, puntos calientes, degeneración de las partículas y suciedad y descompensaciones provocan la generación de gases disueltos y oxidación del Aceite Aislante del transformador. ANALISIS ACEITES AISLANTES El Mantenimiento Preventivo de los Aceites Aislantes debe incluir el Análisis del Aceite, mediante diferentes pruebas que permitan conocer el estado funcional del mismo, que evite Fallas inesperadas de los Transformadores, con las consiguientes consecuencias económicas y de calidad en el servicio de suministro eléctrico. COMPROBACION ACEITES AISLANTES La toma de muestras para el análisis del Aceite Aislante desde ser realizada de forma segura y cuidadosa, para conseguir resultados reales. Las pruebas básicas que pueden hacerse a los Aceites Aislantes para transformador son: • Test de Rigidez Dieléctrica: Consiste en la comprobación de la capacidad aislante del aceite del trasformador, mediante la extracción de una muestra y el uso de un aparato Comprobador de Rigidez Dieléctrica • Agua disuelta en el Aceite: Medida en PPM, partes por Millón, y de efecto directo en la pérdida de la Rigidez Dieléctrica de la muestra. • Neutralización/Acidez: Control de los niveles de ACIDO en el Aceite, como referencia del nivel de Oxidación del mismo. • Turbiedad/Color: Tanto la presencia de Agua como de otras partículas disueltas produce turbiedad en el Aceite Aislante. • Partículas Disueltas: contaminación por todo tipo de suciedad. • Gases Disueltos: El envejecimiento, junto con la degradación de las partículas por la temperatura y posibles descargas internas, generan diferentes gases dentro del transformador y en el aceite. • Tensión Superficial: Valor Físico del Aceite, con relación con la viscosidad. 1. Aplicar el plan de mantenimiento correctivo a mecanismos de operación de una sub estación eléctrica siguiendo las especificaciones del fabricante, de las normas y políticas preestablecidas. ¿Por qué realizar el servicio de mantenimiento? Conocer el estado operativo de los equipos de manera oportuna. Determinar la presencia de fallas. Minimizar las reparaciones de emergencia. Maximizar la vida útil de los equipos. Disminuir las pérdidas de energía en los sistemas eléctricos. Mantener niveles de producción constante en calidad y cantidad. ¿Cuál es la frecuencia de realización de un servicio de mantenimiento? El periodo de tiempo para la realización de un programa completo de mantenimiento no debe ser mayor a un año. Sin embargo, en las pruebas de análisis de tendencias se recomienda periodos de tiempo menores, con el fin de obtener la información necesaria para realizar los diagnósticos del estado de los equipos. El servicio de mantenimiento preventivo debe consistir en la revisión física, limpieza, lubricación, apriete de conexiones, y pruebas mecánicas, eléctricas y dieléctricas en los equipos para verificar su estado. El mantenimiento generalmente incluye los siguientes equipos: Subestaciones Eléctricas a) Descripción de la prueba de factor de potencia. El factor de potencia es el criterio principal para juzgar las condiciones del aislamiento de devanados de un transformador y es particularmente recomendado para detectar humedad en los mismos. El aparato de prueba generalmente usado es el probador de aislamiento tipo meu-2500 fabricado por la “doble engineering co. El factor de potencia siempre será la relación entre los miliwatts de perdidas entre los milivoltamperes de carga; y el valor obtenido será independientemente del área o espesor del aislamiento y dependerá únicamente de la humedad y de la temperatura del equipo en las condiciones en que está operando. Esta es una prueba de corriente alterna Debido a que la temperatura del equipo bajo prueba hace variar los resultados de la medición del factor de potencia de aislamiento en cuestión, todas sus lecturas deberán corregirse a una temperatura base de referencia que es 20ºc. Los criterios a seguir para considerar un valor aceptable de factor de potencia, son los siguientes: El valor de norma se ha establecido desde 0.5 % de un transformador nuevo hasta 2.0 % para un transformador contaminado o degradado en su aislamiento, siempre referido a 20ºc. Para valores mayores de 2 %, se recomienda que se investigue la causa que está provocando la debilidad del aislamiento. Esto puede ser debido, penetración de agua en el aceite aislante. b) Descripción de la prueba de resistencia de aislamiento La resistencia de aislamiento se define como la resistencia en Megohms que ofrece un aislamiento al aplicarle un voltaje de corriente directa durante un tiempo dado, medido a partir de la aplicación del mismo a la aplicación de una tensión constante durante el tiempo que dura la prueba, resulta una pequeña corriente de fuga a través del aislamiento del equipo bajo prueba; la cual durante los primeros 2 -3 minutos se ve frenada o disminuida muy sensiblemente por el efecto capacitivo del aislamiento y es llamada corriente de absorción dieléctrica. A partir de ese momento, es decir desde el minuto 3 10 la corriente de fuga se debe ir reduciendo hasta quedar en un valor mínimo casi constante. En estas condiciones es llamada corriente de conducción irreversible. Estas dos condiciones constituyen los factores básicos para juzgar las condiciones del aislamiento. Resumiendo todo lo anterior, para valorar el estado en que se encuentra el aislamiento de un transformador, se toman dos índices: a) “el índice de absorción” que se obtiene del cociente de las lecturas del minuto 1 entre la lectura de 30 segundos. b) “el índice de polarización” que se obtiene del cociente de las lecturas del minuto 10 entre la lectura del minuto 1 LOS VALORES MINIMOS DE CADA UNO DE LOS INDICES SON: ABSORCION 1.45 POLARIZACION 1.50 ENTRE MAYORES SEAN ESTOS INDICES, MEJOR RESULTA SER LA CONDICION DEL AISLAMIENTO. LOS VALORES MINIMOS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A 20ºC SON: PARA 15.0 KV -------------410 MEGOHMS. 34.5 KV -------------930 MEGOHMS. 230/115 KV ------------3100 MEGOHMS. EL MEGOHMETRO “MEGGER” HA SIDO EL INSTRUMENTO NORMALIZADO PARA LA MEDICION DE LA RESISTENCIA DE LOS AISLAMIENTOS. DE ESTOS APARATOS EXISTEN 3 TIPOS: LOS DE OPERACION MANUAL, LOS ACCIONADOS CON MOTOR Y LOS ELECTRONICOS. c) Descripción de la prueba de relación de transformación. La relación de transformación se define como la relación de espiras o de tensiones entre los devanados primario y secundario de los transformadores. Np / Ns = Ep / Es El método más utilizado para llevar a cabo la prueba de relación de transformación, es con el medidor de relación de vueltas “TTR” por sus siglas en inglés, el cual opera bajo el conocido principio de que cuando dos trasformadores que nominalmente tienen la misma relación de transformación y polaridad, excitados y conectados en paralelo, con la más pequeña diferencia en la relación de cualquiera de ellos, se produce una corriente circulante entre ambos. El equipo TTR está formado básicamente por: Un transformador de referencia con relación ajustable de 0 - 130• Una fuente de excitación de corriente alterna• Un voltímetro• Un amperímetro• Un galvanómetro detector de corriente nula• Asi como un juego de terminales para su conexión.• El % de diferencia entre la relación de transformación teórica y la realmente medida se calcula por la expresión: % REL = (REL. TEOR. - REL. MED.) X 100 / REL. TEOR. Por norma el mínimo de diferencia aceptable es: +- 0.4 % Mediante la aplicación de esta prueba, es posible detectar corto circuitos entre espiras, polaridad, secuencia de fases, circuitos abiertos, etc. d) Prueba de resistencia óhmica a devanados. Esta prueba es aplicable a transformadores de potencia, de distribución, de instrumentos, autotransformadores, reguladores de voltaje, reactores y contactos de interruptores; así como de cuchillas. Para efectuar mediciones de resistencia óhmica, existen equipos de prueba específicamente diseñados para ello, como son los puentes de wheatstone, kelvin y/o combinaciones de ambos. Esta prueba en lo práctico sirve para identificar la existencia de falsos contactos o puntos de alta resistencia en las soldaduras de los devanados. En lo específico se realiza para la comprobación del cálculo de pérdidas totales de un transformador. El aparato empleado para esta medición es un óhmetro con rangos desde 10 micro-ohms, hasta 1999 ohms, llamados comúnmente ducter o miliohmetro. Los resultados de las mediciones de esta prueba deben ser muy similares entre las 3 fases de cada uno de los devanados. Cuando existan discrepancias, esto es indicativo de un falso contacto interno de la fase que presente mayor valor, lo cual provoca calentamiento en el equipo y a la larga un daño muy severo que obligara a retirar el equipo del servicio para su reparación en taller especializado. Tratándose de interruptores donde existen puntos de contacto a presión y que interrumpen altas corrientes de operación y de fallas, estos se deterioran con mayor facilidad dependiendo del número de operaciones, los datos del fabricante son muy importantes para la comparación contra los valores obtenidos en campo con el fin de proceder a su revisión o cambio. e) Prueba de alto potencial o rigidez dieléctrica. La prueba de rigidez dieléctrica es una de las pruebas de campo que se usan para detectar las condiciones de servicio del aceite aislante. La rigidez dieléctrica del aceite es la tensión (en kV´s) mínima a la cual se produce un arco entre dos electrodos metálicos y esto nos da idea de la capacidad del aceite para soportar esfuerzos eléctricos sin fallar. Baja rigidez dieléctrica indica contaminación con agua, carbón o contaminantes extraños, sin embargo, una alta rigidez dieléctrica no quiere decir que el que el aceite se encuentre en condiciones óptimas de operación. El aparato que se usa para efectuar la prueba de rigidez dieléctrica consiste de un transformador, un regulador de voltaje (0-60 kV), un interruptor, un voltímetro y una copa de prueba, la copa tiene dos electrodos planos separados entre si a 0.1” con las caras perfectamente paralelas, su operación puede ser manual o automática y el conjunto debe ser portátil. La copa se debe llenar a un nivel no menor de 20 mm sobre los electrodos deberá dejarse reposar entre 2 y 3 minutos antes de aplicar la tensión, al aplicar la tensión esta será incrementada a una velocidad constante de 3 kV por segundo hasta que se produzca el arco entre los electrodos y dispararse el interruptor. El operador deberá leer el voltímetro y registrar su lectura en kV´s, se prueban tres muestras de cada transformador y estas no deberán discrepar más de 4 kV´s. finalmente se obtiene el promedio. El valor mínimo permitido de rigidez dieléctrica para un aceite en operación es de 25 kV´s La prueba de resistividad es de gran importancia cuando se investiga un transformador cuya resistencia de aislamiento sea notoriamente baja y estancada, pudiendo ser causa de una baja resistividad del aceite. Esta prueba se hace con aparatos de alta tensión de corriente directa preferentemente. Se aplica el alto potencial al espécimen bajo prueba, en pasos de 5 o de 10 kV, anotándose en cada paso la corriente de fuga en microamper a través del aislamiento, después de que se haya estabilizado el micro amperímetro, cuando se llega al máximo voltaje de prueba, indicado por el fabricante o la norma aplicable, este se mantiene finalmente hasta completar 15 minutos de prueba. Conociendo el voltaje de prueba y la corriente de fuga a través del aislamiento, se puede determinar la resistencia de aislamiento aplicando La ley de ohm Ra = E / If En donde: Ra = Resistencia de aislamiento en Megohms. E = tensión de prueba en volts If = corriente de fuga en micro amperes. Para cables de potencia según fabricantes. TENSION DE PRUEBA VALOR EN FABRICA = 100 % DE ACEPTACION = 80 % DE 0 - 1 AÑO = 60 % DE 1 - 5 AÑOS = 45 % DE 5 AÑOS EN ADELANTE = 30 % f) Prueba de collar caliente a buje de A.T. Esta es una prueba para detectar contaminación o fisuras en las porcelanas y es muy importante para discriminar los altos valores de f.p. en un transformador. Se realiza con al aparato de medición de factor de potencia de la siguiente manera: Se limpia perfectamente el buje en su exterior y en el 2º escalón de arriba se le coloca una banda conductora bien ajustada que es el punto de aplicación del potencial del equipo de prueba; la otra terminal (L.V.) se conecta en el conector normal del buje. Se realiza la prueba tomándose las lecturas de MVA y de MW El valor más importante resulta ser la fuga de potencia en (MW), cuyo valor no deberá ser mayor de 6 MW. Por experiencia en campo, se ha encontrado que más de 4 MW de fuga en los bujes, inciden negativamente en las pruebas de f.p. del transformador y al cambiarse los bujes por nuevos, los resultados de una nueva prueba de f.p. al devanado de alta tensión del transformador en cuestión, resultan muy favorables. g) Prueba de acidez o número de neutralización La prueba de acidez o número de neutralización es aplicable a aislantes líquidos como son los aceites para transformadores e interruptores. Su determinación en aceites usados y su comparación contra valores de aceites nuevos es útil como una indicación de cambios químicos en el propio aceite, o bien en sus aditivos, como consecuencia de la reacción con otros materiales o substancias con las que ha estado en contacto. El número de neutralización consiste en determinar los miligramos de hidróxido de potasio (KOH) que son necesarios para neutralizar el ácido contenido en un gramo de aceite bajo prueba. Los aceites nuevos prácticamente no contienen ácidos. Los ácidos son los responsables directos de la formación de lodos. Experimentalmente se ha determinado que la formación de lodos comienza cuando el número de neutralización tiene el valor de 0.4 o más. Transformadores de distribución y de potencia Interruptores de media y alta tensión Transformadores de medición (TC´s y TP´s) Cuchillas desconectadoras de operación en grupo Apartarrayos Relevadores de protección Cables de energía Tableros de alta, media y baja tensión Interruptores electromagnéticos de baja tensión Sistemas de tierras Banco de capacitores Partes de la subestación eléctrica Interruptor de potencia: Un interruptor es un dispositivo que conecta o desconecta los circuitos eléctricos durante condiciones normales o anormales de servicio. Cuchilla fusible: Un interruptor es un dispositivo que conecta o desconecta los circuitos eléctricos durante condiciones normales o anormales de servicio Cuchilla desconectadora: Dispositivos análogos al interruptor de potencia, con la diferencia que estos dispositivos no deben operar bajo condiciones de carga y en ningún caso responden a condiciones de falla, su función solo es desconectar Apartarayos: Dispositivo destinado a absorber las sobretensiones producidas por descargar atmosféricas, por maniobras o por otras causas que ocasionen interrupciones en el sistema eléctrico, y en muchos casos desperfectos en transformadores, etc. Transformador: Máquina eléctrica estática capaz de elevar o aumentar el voltaje en un circuito de corriente alterna manteniendo constante la frecuencia. MANTENIMIENTO A TABLERO DE DISTRIBUCIÓN Con el fin de conservar en buen estado funcional los interruptores, contactores, y en general todos los elementos que integran un tablero, se realiza el servicio de mantenimiento preventivo, el cual consiste en la revisión física, limpieza general, reapriete de conexiones, así como pruebas mecánicas y eléctricas (resistencia de aislamiento y resistencia de contacto). Lo anterior, se realiza utilizando el equipo de seguridad y herramienta adecuada, así como equipo de medición correspondiente. Durante la ejecución del servicio, se deben de cumplir las condiciones de seguridad establecidas en la norma NOM-029-STPS mantenimiento de Instalaciones Eléctricas en los Centros de Trabajo. MEDICIÓN DE RESISTENCIA DEL SISTEMA DE TIERRAS Con el fin de dar cumplimiento a la norma NOM-022-STPS, se realiza la medición de resistencia de los electrodos de puesta a tierra, así como la continuidad de conexiones. Dicha medición se realiza utilizando un termómetro o telurómetro, conforme a los requerimientos de la STPS, registrando y graficando valores de resistencia a tierra. Trámite de libranza ante CFE. En el gabinete de media tensión se realizan las actividades de limpieza general de los componentes, lubricación y ajuste de mecanismos de apertura cierre y disparo, revisión y apriete de conexiones, medición de resistencia de contactos, pruebas dieléctricas del bus, resistencia de aislamiento de apartarrayos, ajustes de presión de contactos. En los transformadores se realizan las actividades de limpieza, inspección física, medición de resistencia de aislamiento Megger, relación de transformación, factor de potencia, limpieza, reapriete de conexiones, inspección de boquillas, análisis fisicoquímicos y cromatográficos del aceite, análisis de PCB`s, secado, filtrado y desgasificado del aceite. Los análisis se realizan en laboratorio acreditado. En los tableros de distribución de baja tensión se realizan las actividades de limpieza general, pruebas de operación, medición de resistencia de contactos, reapriete de conexiones. En la red de tierra física de la subestación se realizan las actividades de limpieza, inspección, apriete de conexiones y pruebas de medición de resistencia. En los bancos de capacitores se realizan operaciones de limpieza y reapriete de conexiones. Se entrega reporte completo con análisis de resultados, conclusiones y recomendaciones. El frecuente mantenimiento a subestaciones eléctricas en fundamental para asegurar el correcto funcionamiento de las mismas y para detectar con anticipación posibles fallas que puedan presentarse, con esto aseguramos que la subestación estará funcionando normalmente libre de desperfectos e interrupciones inesperadas. Las consecuencias que se tienen por la falta de mantenimiento a las subestaciones eléctricas son muy graves ya que pueden ocasionar el paro de todas las actividades de la empresa, en ocasiones hasta por varios días y también pueden provocar accidentes que pueden ser en ocasiones fatales. Mantenimiento correctivo programado: Es una actividad correctiva que implica reparación y reemplazo de piezas que tiene carácter preventivo, ya que en función de las condiciones del equipo o de ciertos parámetros se efectúan las reparaciones con la intención de anticiparse y prevenir daños mayores que afecten a la disponibilidad del equipo. Mantenimiento correctivo por avería: Se presenta cuando existe una falla o avería grave de algún o algunos equipos de la subestación, estas averías se presentan por causas ajenas a la voluntad de los responsables de la subestación, y se deben a factores externos: condiciones climáticas, daños de terceros, problemas en la línea de transmisión o distribución. El frecuente mantenimiento a subestaciones eléctricas en fundamental para asegurar el correcto funcionamiento de las mismas y para detectar con anticipación posibles fallas que puedan presentarse, con esto aseguramos que la subestación estará funcionando normalmente libre de desperfectos e interrupciones inesperadas. Las consecuencias que se tienen por la falta de mantenimiento a las subestaciones eléctricas son muy graves ya que pueden ocasionar el paro de todas Las actividades de la empresa, en ocasiones hasta por varios días y también pueden provocar accidentes que pueden ser en ocasiones fatales. La frecuencia recomendada para realizar el mantenimiento de las subestaciones eléctricas es de un año, si esto se respeta mantendremos información reciente y confiable del estado en el que se encuentran las subestaciones y podemos tomar de manera inmediata acciones cuando se detecte alguna desviación o falla inminente a fin de que esta no escale y se convierta en una falla grave. El mantenimiento subestaciones eléctricas proporciona información cualitativa y cuantitativa confiable y de fácil interpretación. La información cuantitativa se puede comparar con la obtenida en periodos anteriores a fin de detectar alguna tendencia. El mantenimiento a las subestaciones abarca típicamente el mantenimiento al gabinete de media tensión, al transformador, al gabinete de baja tensión, al banco de capacitores y al sistema de tierras físicas. A continuación se describen las pruebas y operaciones que típicamente se realizan durante el mantenimiento de subestaciones eléctricas. En el gabinete de media tensión se realizan inspecciones físicas, limpiezas, lubricación, apriete de conexiones, pruebas mecánicas, eléctricas y dieléctricas, mediciones de resistencia de aislamiento, resistencia de contactos y resistencia a tierra. El mantenimiento a las subestaciones eléctricas siempre debe realizarse por personal altamente calificado y utilizando equipos digitales calibrados. VESTIMENTA Y EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL Vista ropa cómoda y práctica para el trabajo. • use un buen par de zapatos de seguridad resistentes al aceite con suelas y tacones anti resbalantes; • no use ropa que le restrinja el movimiento; • use ropa de algodón o ropa incombustible • evite la ropa suelta ya que puede enredarse en el equipo; • abotone los puños de la camisa; • quítese las corbatas, joyas, bufandas y relojes de pulsera; • recoja el cabello largo con gorros o redes; • use cascos protectores clase B cuando trabaje cerca de cables eléctricos elevados; • evite los cinturones con hebillas grandes de metal; • cuando use un cinturón para cargar herramientas no deje que las herramientas cuelguen fuera de los sujetadores o que cuelguen fuera del cinturón; y • quítese el cinturón de cargar herramientas antes de comenzar a trabajar en lugares pequeños. Se recomienda el siguiente equipo de protección personal (PPE, por sus siglas en inglés) para evitar que su cuerpo se convierta en un conductor de electricidad: • protección para la cabeza, ojos y cara no conductora de electricidad; • ropa y guantes de goma; y • zapatos o botas con suela de goma. Todo el equipo de protección personal (PPE) debe quedar debidamente ajustado y debe ser lavado y guardado cuando no se utilice. Todo equipo y mecanismo de protección contra electricidad debe ser examinado regularmente para asegurar su adecuado funcionamiento, de acuerdo con las especificaciones de 29 CFR 1910.137. Los siguientes procedimientos brindan una forma efectiva de reducir accidentes relacionados con la electricidad: • use procedimientos de cierre/etiquetado antes de comenzar a trabajar en circuitos y equipos eléctricos; • evite trabajar cerca de fuentes eléctricas cuando usted, sus alrededores, sus herramientas o su ropa estén mojadas; • tenga una toalla o un trapo a la mano para secarse las manos; • suspenda cualquier trabajo de electricidad al aire libre cuando comience a llover. 2. Aplicar el plan de mantenimiento correctivo a transformadores de una sub estación eléctrica, siguiendo las especificaciones del fabricante. Mantenimiento a transformador Con el fin de verificar la condición general del transformador y programar las medidas preventivas o correctivas, se realizar el mantenimiento preventivo, así como pruebas eléctricas y dieléctricas. El servicio consiste en la inspección física al transformador, así como pruebas de resistencia de aislamiento, relación de transformación, resistencia óhmica, factor de potencia y resistencia a tierra. Lo anterior se realiza con equipos de medición y prueba diseñados para tal fin, siguiendo los lineamientos que establece la norma NXM-J-169 (inherentes a métodos de prueba para transformadores de distribución y potencia). La necesidad del mantenimiento preventivo en las instalaciones eléctricas, tanto en las de Alta, Media y Baja tensión se multiplica en función de los daños que podría ocasionar su parada por avería, tanto se trate de instalaciones públicas como privadas. Potencia Electrica Central SA de CV te ofrece el siguiente servicio para tu transformador y las recomendaciones generales basicas: NORMAS BÁSICAS PREVIAS Consejos básicos y generales: Planificar con antelación a la parada y desconexión del transformador de la red. Recopilar información técnica relativa al transformador Revisar protocolo y equipos de seguridad necesarios Seleccionar personal necesario para el mantenimiento. TAREAS DEL MANTENIMIENTO Aunque cada instalación tiene características distintas a continuación se presentan las habituales o las cuales se deben cumplir en la norma. Desconectar el equipo del red tomando las medidas necesarias. Comprobación del sistema de seguridad por sobre temperatura. Comprobación del sistema de seguridad por sobre tensión en el transformador. Comprobación de los sistemas de sobre corriente y fuga a tierra Comprobación resto de indicadores Comprobación del nivel de aceite, así como posibles fugas. Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite Comprobación, limpieza y ajuste de todas las conexiones eléctricas, fijaciones, soportes, guías y ruedas, etc. Comprobación y limpieza de los aisladores Comprobación en su caso del funcionamiento de los ventiladores Limpieza y pintado del chasis, carcasas, depósito y demás elementos externos del transformador susceptibles de óxido o deterioro. Análisis del aceite del transformador Con el fin de verificar la condición del aceite y programar las medidas preventivas (regeneración) o correctivas (cambio), se realiza el análisis de las características físicas, eléctricas y químicas del aceite. El servicio consiste en la obtención de una muestra de aceite aislante del transformador, y envío para su análisis correspondiente en un laboratorio acreditado para tal fin. El muestreo y diagnóstico del aceite se realiza conforme a la norma NMX-J-308 y los métodos de prueba en el laboratorio conforme a la norma NMX-J-123. Con el fin de detectar fallas incipientes en los transformadores antes de que desarrollen y desencadenen en una falla mayor provocando pérdidas de producción, se realiza el muestreo de aceite y se envía al laboratorio para identificar y medir la concentración de gases disueltos en el líquido aislante. El análisis de gases disueltos en el líquido aislante, se realiza utilizando un Cromatógrafo de Gases y tomando en consideración el método de prueba ASTM D-3612; en cuanto a la evaluación de resultados se realizan conforme a la norma NMX-J-308 (Gráfica Doernenburg, Método Rogers, Triangulo Duval y/o CSUS). En el transformador se realizan inspecciones físicas, pruebas de resistencia de aislamiento, relación de transformación, factor de potencia y resistencia a tierra. Una parte muy importante en el mantenimiento a las subestaciones eléctricas es la realización de las pruebas físicas y cromatográficas al aceite del transformador ya que nos arrojan información muy valiosa sobre las condiciones del aceite así como del aislamiento de celulosa de las bobinas y dependiendo de la concentración de gases que se presenten en el aceite podemos también inferir el origen de alguna falla. El mantenimiento de subestaciones eléctricas también incluye el mantenimiento al gabinete de baja tensión o tablero de distribución en donde se realizan inspecciones físicas, limpiezas, reapriete de conexiones, resistencia de aislamiento y resistencia de contactos. TRANSFORMADORES SECOS Pruebas de medición de resistencia óhmica de los devanados. Relación de transformación. Polaridad, desplazamiento angular y secuencia de fases. Pérdidas en vacío y corriente de excitación a tensión nominal. Tensión de impedancia y pérdidas debidas a la carga en la tensión nominal. Prue bas dielé ctrica s: Tens ión aplic ada Tensión inducida Resistencia de aislamiento MEDIDAS DE SEGURIDAD EN INSTALACIONES ELECTRICAS - Al realizar una instalación eléctrica deben tenerse en cuenta los dos peligros principales: descarga eléctrica e incendio o explosión. Afortunadamente en los últimos años han aparecido nuevos materiales y dispositivos que han perfeccionado los sistemas de seguridad. - Los lugares donde existan equipos de alta tensión no deben usarse como pasaje habitual del personal. - Al instalar los equipos eléctricos debe dejarse lugar suficiente alrededor de los mismos como para permitir no sólo el trabajo adecuado sino también el acceso a todas las partes del equipo para su reparación, regulación o limpieza. - Es preferible que los conductores se ubique dentro de canales, caños, etc. para impedir su deterioro. - Los equipos e instalaciones eléctricas deben construirse e instalarse evitando los contactos con fuentes de tensión y previendo la producción de incendio. Al seleccionar los materiales que se emplearán hay que tener en cuenta las tensiones a que estarán sometidos. Las pruebas de factor de potencia son una de las pruebas más importantes en las subestaciones eléctricas, de acuerdo a los tipos de interruptores se realizan diferentes metodologías a esta pruebas. Para los interruptores de aceite, se ha de probar el aislamiento entre cada terminal y tierra de cada bushing. Para los interruptores de soplado magnético, se ejecuta una prueba con el interruptor en posición abierta. Otra de las pruebas fundamentales, es la prueba de relación de transformación que tiene como principal objetivo, la determinación de la relación entre el número de vueltas del devanado primario y el secundario, es decir, determina si la tensión suministrada puede ser transformada fielmente a la tensión deseada. La prueba de relación de transformación sirve para analizar las condiciones de los transformadores en los siguientes casos: – Medición de relación de transformación en equipos nuevos, reparados o rebobinados. – Identificación y comprobación de terminales, derivaciones y conexiones externas. – Identificación de espiras en corto circuito. La tercera gran prueba es la de resistencia, aplicable a transformadores de potencia y sirve para identificar la existencia de falsos contactos o puntos de alta resistencia en las soldaduras de los devanados. Los resultados de las mediciones de esta prueba deben ser muy similares entre las 3 fases de cada uno de los devanados en cuanto exista discrepancias, esto es indicativo de un falso contacto interno de la fase que presente mayor valor, lo cual provoca calentamiento en el equipo y a la larga un daño muy severo que obligara a retirar el equipo del servicio. Tratándose de interruptores donde existen puntos de contacto a presión, y que interrumpen altas corrientes de operación y de fallas, estos se deterioran con mayor facilidad dependiendo del número de operaciones. Los datos del fabricante son muy importantes para la comparación contra los valores obtenidos en campo con el fin de proceder a su revisión o cambio. TRANSFORMADORES SUMERGIDOS EN ACEITE Pruebas Análisis físico químicos Cromatografía de gases disueltos en aceite Análisis de contenido Proceso de filtrado y des gasificado Pruebas de relación de transformación Pruebas de resistencia de aislamiento Pruebas de factor potencia Pruebas de resistencia Revisión cambiadores Inspección y pruebas de accesorios Cambio de aceite Cuando se habla de transformadores en aceite lo más importante a la hora de realizar un mantenimiento de tipo preventivo, es la periódica revisión del aceite. ACEITES AISLANTES El Aceite Aislante cumple múltiples funciones en los transformadores eléctricos: mejora del aislamiento entre componentes del Transformador, homogenización de la temperatura interna y refrigeración, etc. DEGENERACION DEL ACEITE AISLANTE El Aceite Aislante va degenerándose dentro del Transformador Eléctrico durante el funcionamiento normal del mismo. La degeneración dependerá de muchos factores, como el tipo de transformador, ubicación, carga y temperatura de trabajo, etc. La Contaminación de los Aceites Aislantes está básicamente relacionada con: Presencia de humedad en el Aceite (agua) Partículas: la fabricación de los transformadores implica la utilización de papales y celulosa, que pueden desprender pequeñas partes por vibración, etc. Oxidación: Esfuerzos de trabajo, puntos calientes, degeneración de las partículas y suciedad y descompensaciones provocan la generación de gases disueltos y oxidación del Aceite Aislante del transformador. ANALISIS ACEITES AISLANTES El Mantenimiento Preventivo de los Aceites Aislantes debe incluir el Análisis del Aceite, mediante diferentes pruebas que permitan conocer el estado funcional del mismo, que evite Fallas inesperadas de los Transformadores, con las consiguientes consecuencias económicas y de calidad en el servicio de suministro eléctrico. COMPROBACION ACEITES AISLANTES La toma de muestras para el análisis del Aceite Aislante desde ser realizada de forma segura y cuidadosa, para conseguir resultados reales. Las pruebas básicas que pueden hacerse a los Aceites Aislantes para transformador son: Test de Rigidez Dieléctrica: Consiste en la comprobación de la capacidad aislante del aceite del trasformador, mediante la extracción de una muestra y el uso de un aparato Comprobador de Rigidez Dieléctrica MANTENIMIENTO DEL ACEITE AISLANTE Consejos para aumentar la duración de los Aceites Aislantes en los Transformadores Aunque en algunas ocasiones donde la degradación y contaminación del Aceite haga más cara su regeneración que su sustitución, vamos a dar una serie de consejos que eviten llegar a esa situación: Equilibrar adecuadamente los Transformadores logrará que el aceite cubra la totalidad de las partes del interior de los mismos. Colocar filtros adecuados en los respiradores de los Transformadores, de forma que evite la entrada de la mayor cantidad posible de humedad, polvo y otras partículas. Comprobar el cierra de tapas, pasa cables, mirilla, etc. Realizar pruebas, test y/o análisis periódicos para poder tomar acciones de mantenimiento Mantenimiento a transformador DEFINICIÓN Es un dispositivo eléctrico que por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica de uno o más circuitos, a uno o más circuitos a la misma frecuencia, usualmente aumentado o disminuyendo los valores de tensión y corriente eléctricas. ELEMENTOS QUE DETECTA El análisis del aceite del transformador provee información acerca de sus propiedades, también nos permite la detección de otros posibles problemas, incluyendo contactos por arqueos, aislamiento del papel y otras fallas latentes por lo cual es parte importante un programa costobeneficio de mantenimiento. BENEFICIOS Maximizar la vida útil del transformador. La necesidad del mantenimiento preventivo en las instalaciones eléctricas, tanto en las de Alta, Media y Baja tensión, aumenta en función de los daños que podría ocasionar su parada por avería. Tratándose de costosos equipos, su revisión debe efectuarse con la periodicidad establecida en su proyecto de instalación, adecuándola en todo momento a las especiales características de su utilización, ubicación, etc. ALCANCE Limpieza exterior del tanque y válvula utilizando líquido desengrasante a base de silicones. Verificación externa de indicadores de nivel y temperatura. Re-acondicionamiento del aceite aislante para transformadores consistiendo en : Purificación mecánica al alto vacío. Eliminación de lodos y sedimentos mediante fuerza centrífuga. Secado desaceleración y desgasificación del aceite. Incluye pruebas de rigidez dieléctrica para el control de calidad del proceso antes y al término del mismo. De acuerdo a la NOM-133-SEMARNAT-2000, en el punto 6.7. “Los transformadores en operación deben inspeccionarse cada 3 meses para detección de fugas, goteos, filtraciones o derrames de fluidos. * Nota: Este servicio solo lo recomendamos en caso de requerirse, es decir en caso de detectarse alguna desviación en los análisis al aceite aislante como pruebas físico – químicas y cromatografía de gases disueltos. Así mismo en caso de requerirse este proceso es necesario contar con certificado de no contenido de PCB’s (askarel) con vigencia mínima de 1 año. En caso de estar contaminado con PCB’s, no se realizara ningún tratamiento. Cuchillas desconectadoras Las cuchillas desconectadoras (llamados también Seccionadores) son interruptores de una subestación o circuitos eléctricos que protegen a una subestación de cargas eléctricas demasiado elevadas ya que la función que desempeñan estos es soltarse para separar la fuente de las líneas. Son muy utilizadas en las centrales de transformación de energía eléctrica de cada ciudad. Consta de las siguientes partes: Contacto fijo. Diseñado para trabajo rudo, con recubrimiento de plata. Multicontacto móvil. Localizado en el extremo de las cuchillas, con recubrimiento de plata y muelles de respaldo que proporcionan cuatro puntos de contacto independientes para óptimo comportamiento y presión de contacto. Cámara interruptiva. Asegura la interrupción sin arco externo. Las levas de las cuchillas y de la cámara interruptiva están diseñadas para eliminar cualquier posibilidad de flameo externo. Cuchillas. Fabricadas con doble solera de cobre. La forma de su ensamble proporciona una mayor rigidez y alineación permanente, para asegurar una operación confiable. Contacto de bisagra. Sus botones de contacto troquelado y plateados en la cara interna de las cuchillas, en unión con un gozne plateado giratorio y un resorte de presión de acero inoxidable, conforman un diseño que permite combinar óptimamente la presión de contacto, evitando puntos calientes pero facilitando la operación y estabilidad de las cuchillas. Aisladores tipo estación. De porcelana, dependiendo del tipo de seccionador varía el número de campanas. Base acanalada. De acero galvanizado de longitud variable, con varios agujeros y ranuras para instalarse en cualquier estructura. Cojinete. De acero, con buje de bronce que proporciona una operación suave. No requiere mantenimiento y resiste la corrosión. Mecanismo de operación. Permite una amplia selección de arreglos de montaje para diferentes estructuras. La maniobra de operación con estas cuchillas implica abrir antes los interruptores que las cuchillas en el caso de desconexión. Y cerrar antes las cuchillas y después los interruptores en el caso de conexión. Tableros de Control y Medida – Pruebas para Mantenimiento Preventivo Inspección visual de la pintura. Anclaje al piso. Calefacción. Verificar Puesta a tierra. Verificación lista de equipos y accesorios. Verificación identificación de cables y borneras. Verificación señales desde transformadores de corriente y de potencial. Verificación y operación de instrumentos. Verificación de mandos. Verificación de señalización Verificación de sincronismo. Verificación de alarmas. Identificación de elementos. LOS DEVANADOS DE LOS TRANSFORMADORES. Los devanados de so transformadores se pueden clasificar en baja y alta tensión, esta distinción esde tipo global y tiene importancia para los propósitos de el realización práctica de los devanadosdebido a que los criterios constructivos para la realización de los devanados de baja tensión, sondistintos de los usados para los devanados de alta tensión.Para los fines constructivos, no tiene ninguna importancia la función de un devanado, es decir, quesea primario o el secundario, importa solo la tensión para la cual debe ser previsto.Otra clasificación de los devanados se puede hacer con relación a la potencia del transformador,para tal fin existen devanados para transformadores de baja potencia, por ejemplo de 1000 a 2000VA y para transformadores de media y gran potencia. Los devanados para transformadores depequeña potencia son los más fáciles de realizar.En este tipo de transformadores los devanados primario y secundario son concéntricos y bobinadosobre un soporte aislante único. Por lo general, se usan conductores de cobre esmaltado,devanados en espiral y con capas sobrepuestas. Por lo general, el devanado de menor tensión seinstala más cerca del núcleo interponiendo un cilindro de papel aislante y mediante separadores,se instala en forma concéntrica el devanado de tensión mayor. Los extremos de los devanados(denominados también principio y final del devanador) se protegen con aislante de forma de tubo conocido como “spaguetti”.