Mmstd001

PROCESO GESTIÓN MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISION Y DISTRIBUCION Revisión No: 1

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MANUAL DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES Código: MMSTD001

MANUAL DE MANTENIMIENTO DE

SUBESTACIONES


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TABLA DE CONTENIDO

CAP. DESCRIPCION PAGINA

1. GENERALIDADES DEL MANUAL 8 1.1. OBJETIVO 8 1.2. ALCANCE 8 1.3. DEFINICIONES 8 2. INTRODUCCION 12 3. CONDICIONES GENERALES 13 3.1. CONDICIONES GENERALES PARA EL INTERRUPTOR 14 3.2. TARJETAS DE IDENTIFICACION PARA LOS EQUIPOS 14 3.2.1. Descripción de las tarjetas 14 4. MANTENIMIENTO A INTERRUPTORES 17 4.1. INTERRUPTORES DE NIVEL DE 115kV y 34,5kV 17 4.1.1. Interruptores de potencia con medio de extinción de arco en aceite dieléctrico de

nivel de 115kV y 34,5kV (bajo nivel de aceite) 17

4.1.2. Descripción del Interruptor 17 4.1.3. Mantenimiento del Interruptor 18 4.1.3.1. Preparación de los materiales requeridos 18 4.1.3.2. Limpieza partes externas 18 4.1.3.3. Inspección del contacto fijo 18 4.1.3.4. Inspección del contacto móvil 18 4.1.3.5. Verificación de terminales 19 4.1.3.6. Extracción o sustitución del aceite 19 4.1.3.7. Revisión del mando 19 4.1.3.8. Pintura de partes externas 20 4.1.3.9. Cambio de mirillas 20 4.1.3.10. Pruebas de funcionamiento 20 4.1.3.11. Prueba de resistencia de contactos 20 4.2. INTERRUPTORES DE NIVEL DE 115kV y 230kV CON MEDIO DE EXTINSION EN

GAS SF6 20

4.2.1. Descripción del Interruptor 20 4.2.2. Mantenimiento del Interruptor 22 4.2.2.1. Preparación de los materiales requeridos 22 4.2.2.2. Limpieza partes externas 22 4.2.2.3. Pintura de partes externas 22 4.2.2.4. Verificación de terminales 22 4.2.2.5. Inspección de contactos fijos y móviles 23 4.2.2.6. Mantenimiento de mecanismos de operación 23 4.2.3. Mantenimiento para los Interruptores Nuova Magrini Galileo de 115kV y 230kV 23 4.2.3.1. Control de Presión SF6 23 4.2.3.2. Control de los tiempos de funcionamiento del compresor 24 4.2.4. Mantenimiento para los Interruptores Delle Alsthom de 115kV y 230kV 24 4.2.4.1. Control de Presión SF6 24 4.2.4.2. Control del número de funcionamiento de la bomba 24 4.2.4.3. Revisión del nivel de aceite hidráulico 24 4.2.4.4. Revisión del gabinete de control 24 4.2.4.5. Revisión del Sistema Hidráulico 24


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4.2.4.6. Verificar la Calefacción del Gabinete de Control 24 4.3. INTERRUPTORES DE 115kV WESTINGHOUSE (GRAN VOLUMEN DE ACEITE) 25 4.3.1. Descripción del Interruptor 25 4.3.2. Mantenimiento del Interruptor 25 4.3.2.1. Preparación de los Materiales Requeridos 25 4.3.2.2. Extracción del aceite 26 4.3.2.3. Desmonte de las cámaras 26 4.3.2.4. Limpieza de las cámaras 26 4.3.2.5. Armado de las cámaras 26 4.3.2.6. Limpieza del tanque 26 4.3.2.7. Montaje de las cámaras 27 4.3.2.8. Pintura del interruptor 27 4.4. INTERRUPTORES WESTHINHOUSE DE 34,5 kV CON MEDIO DE EXTINCION DE

ACEITE 28

4.4.1. Descripción del Interruptor 28 4.4.2. Mantenimiento del interruptor 28 4.4.2.1. Preparación de los materiales requeridos 28 4.4.2.2. Verificación del mecanismo de control 29 4.4.2.3. Mantenimiento de las cámaras de extinción 30 4.4.2.4. Revisión de los contactos móviles 30 4.4.2.5. Limpieza de los tanques 30 4.4.2.6. Pintura del interruptor 30 5. MANTENIMIENTO A CELDAS DE 13,8kV Y 34,5kV 31 5.1. CELDAS DE 13,8Kv Y 34,5kV 31 5.1.1. Descripción de la celda 31 5.1.2. Mantenimiento de la celda 32 5.1.2.1. Preparación de los materiales requeridos 32 5.1.2.2. Extracción de la parte móvil de la celda 33 5.1.2.3. Descargar resortes del mecanismo 33 5.1.2.4. Limpieza interna de la celda 33 5.1.2.5. Lubricación componente mecánico 33 5.1.2.6. Limpieza componente eléctrico 33 5.1.2.7. Limpieza y engrase de contactos de los polos 33 5.1.2.8. Revisión del estado del medio de extinción del arco 34 5.1.2.9. Medir resistencia de contactos 34 6. MANTENIMIENTO A SECCIONADORES 35 6.1. SECCIONADORES DE 230kV, 115kV y 34,5kV 35 6.1.1. Descripción de los Seccionadores 35 6.1.2. Mantenimiento del Seccionador 36 6.1.2.1. Preparación de los materiales requeridos 36 6.1.2.2. Limpieza de contactos móviles y fijos 36 6.1.2.3. Limpieza de aisladores 36 6.1.2.4. Pintura de partes metálicas 36 6.1.2.5. Mantenimiento del mecanismo de operación de los seccionadores 36 6.1.2.6. Verificación del Reglaje 36 7. MANTENIMIENTO DE RECLOSER 38 7.1. RECLOSER DE 34,5kV y 13,8kV 38 7.1.1. Descripción del Recloser 38


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7.1.2. Mantenimiento del Recloser con SF6 39 7.1.2.1. Preparación de los materiales requeridos 39 7.1.2.2. Revisión de la información suministrada por el recloser 39 7.1.2.3. Revisión del cargador de baterías 40 7.1.2.4. Revisión de Baterías 40 7.1.2.5. Limpieza de bujes y terminales 40 7.1.3. Preparación del recloser 40 7.1.3.1. Vaciado del gas SF6 40 7.1.3.2. Desencubado del Recloser 41 7.1.3.3. Sustitución de la junta (O-ring) de sellado del tanque principal 41 7.1.3.4. Cambios de los sellos rotativos 42 7.1.3.5. Sustitución de un aislador 42 7.1.3.6. Cambio de Bushing y juntas tóricas 43 7.2. RECLOSER EN ACEITE 44 7.2.1. Mantenimiento del Recloser 44 7.2.1.1. Preparación de los materiales requeridos 44 7.2.1.2. Inspección de los componentes externos 45 7.2.1.3. Desencubado del recloser 45 7.2.1.4. Limpieza del recloser 45 7.2.1.5. Verificación del estado del mecanismo 45 7.2.1.6. Verificación del estado de la bobina 45 7.2.1.7. Verificación del estado de los Cts 45 7.2.1.8. Encubado del recloser 45 7.2.1.9. Medida de resistencia de los contactos 45 8. MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES 46 8.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA 46 8.1.1. Descripción del Transformador 47 8.1.2. Mantenimiento del Transformador 47 8.1.2.1. Preparación de los Materiales Requeridos 47 8.1.2.2. Revisión del Nivel del Tanque de Expansión 47 8.1.2.3. Corrección de Fugas 47 8.1.2.4. Lavado y Pintura del Transformador 47 8.1.2.5. Revisión de los Bushings 47 8.1.2.6. Inspección de los Respiradores de Silica Gel 48 8.1.2.7. Revisión de las Protecciones 48 8.1.3. Mantenimiento al Cambiatomas 48 8.1.3.1. Descripción del Cambiatomas 48 8.1.3.2. Realización del Mantenimiento 48 9. MANTENIMIENTO A PARARRAYOS 49 9.1. PARARRAYOS DE 230Kv, 115Kv y 34,5Kv 49 9.1.1. Descripción del Pararrayos 49 9.1.2. Mantenimiento del Pararrayos 49 9.1.2.1. Preparación de los Materiales Requeridos 49 9.1.2.2. Limpieza de los Aisladores 50 9.1.2.3. Pintura de las Partes Metálicas Superiores 50 9.1.2.4. Revisión de los anillos Equipotenciales 50 9.1.2.5. Revisión de la Puesta a Tierra 50 9.1.2.6. Puntos calientes 50


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10. MANTENIMIENTO AL BANCO DE BATERIAS 51 10.1. DESCRIPCIÓN DEL BANCO DE BATERIAS 51 10.2. CONSTITUCION DE LA BATERIA 51 10.3. MANTENIMIENTO DE BATERIAS 52 10.3.1. Preparación de los materiales requeridos 52 10.3.2. Recomendaciones a considerar antes de realizar el mantenimiento 53 10.3.3. Revisión del Estado de los Recipientes de las Baterías 53 10.3.4. Limpieza y Revisión del grado de Sulfatación de las Baterías 53 10.3.5. Revisión del nivel del Electrolito 53 10.3.6. Revisión de la Densidad del Electrolito 53 10.3.7. Revisión la Tensión de las Baterías 53 10.3.8. Revisión del extractor 53 11. MANTENIMIENTO A CTs Y PTs (TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y

POTENCIAL) 54

11.1. DESCRIPCION DE LOS CTs 54 11.2. DESCRIPCION DE LOS PTs 54 11.3. MANTENIMIENTO DE CTs Y PTs 54 11.3.1. Preparación de los materiales requeridos 54 11.3.2. Revisión del Nivel de Aceite 55 11.3.3. Limpieza del Aislamiento Exterior 55 11.3.4. Revisión de Ajuste de Conexiones 55 11.3.5. Revisión de la Pintura Exterior 55 12. MANTENIMIENTO PLANTA DE EMERGENCIA 56 12.1. PREPARACION DE LOS MATERIALES REUQERIDOS 56 12.2. CHEQUEO DE ARRANQUE 56 12.3. REVISION DE NIVELES DE ACEITE 56 12.4. NIVEL DE REFRIGERANTE DEL MOTOR 56 12.5. LIMPIEZA GENERAL DE LA PLANTA 56 13. MANTENIMIENTO DE SECCIONALIZADORES EN ACEITE DE 13,8 kV 57 13.1. PREPARACION DE LOS MATERIALES REQUERIDOS 57 13.2. INSPECCION DE LOS COMPONENTES EXTERNOS 58 13.3. DESENCUBADO DEL SECCIONALIZADOR 58 13.4. LIMPIEZA DEL SECCIONALIZADOR 58 13.5. VERIFICACION DEL ESTADO DE MECANISMO 58 13.6. MEDIDA DE RESISTENCIA DE LOS CONTACTOS 58 13.7. LIMPIEZA DEL CONTROL 59 13.8. INYECCION DE CORRIENTE 59


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LISTA DE FOTOS

FOTO NOMBRE PAGINA

1 INTERRUPTOR CEM RGE 36-50-800 34,5kV 17 2 INTERRUPTOR DELLE ASTHOM HPGE 9/14C 34,5kV 17 3 INTERRUPTOR NUOVA MAGRINI GALILEO MGE 1500 34,5kV 17 4 INTERRUPTOR ASEA HLC 36-52/1250 B 34,5kV 17 5 INTERRUPTOR DELLE ASTHOM 7/12 34,5kV 17 6 INTERRUPTOR DELLE ASTHOM HPGE 11/15E 115kV 17 7 CONTROL INTERRUPTOR NUOVA MAGRINI GALILEO MGE 1500 34,5kV.

PARTE ELECTRICA Y MECANICA 19

8 CONTROL DEL INTERRUPTOR ASEA HLC 36-52/1250 B 34,5kV. PARTE ELECTRICA.

19

9 CONTROL INTERRUPTOR ASEA HLC 36-52/1250 B 34,5 kV. PARTE MECANICA 19 10 INTERRUPTOR DE 115kV SF6 TIPO LTB. MANDO DE RESORTES 21 11 INTERRUPTOR DE 115kV SF6 TIPO FLX. MANDO HIDRAULICO 21 12 INTERRUPTOR DE 230kV SBG. MANDO NEUMATICO TIPO SV6 21 13 INTERRUPTOR DE 230kV SF6. MANDO HIDRAULICO TIPO FA2 21 14 INTERRUPTOR DE 230Kv SF6 TIPO FL MANDO HIDRAULICO 21 15 NIVEL DE ACEITE NORMAL DE INTERRUPTOR DE 115kV SF6 TIPO FLX 23 16 CONTROL DEL INTERRUPTOR DE 115kV SF6 TIPO FLX 23 17 INTERRUPTOR WESTINGHOUSE 115kV (GRAN VOLUMEN DE ACEITE) 26 18 INTERRUPTOR WESTINGHOUSE DE 34,5 kV TIPO 345G1500 CON MEDIO DE

EXTINCION DE ACEITE 28

19 INTERRUPTOR WESTINGHOUSE CON MEDIO DE EXTINCION DE ACEITE 29 20 CELDA MERLIN GERIN USO TIPO INTERIOR 31 21 CELDA WESTINGHOUSE TIPO DHP USO INTERPERIE 32 22 CELDA SIEMENS RETROFIT USO TIPO INTERIOR 32 23 CELDA AEG GMA DE 13.8kV. 33 24 CELDA AEG WIA DE 34.5kV. 33 25 SECCIONADOR DE TRES COLUMNAS CON DOBLE APERTURA 34,5kV 35 26 SECCIONADOR DE TRES COLUMNAS CON DOBLE APERTURA 230kV. 35 27 SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS CON UNA APERTURA 34,5kV. 35 28 SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS CON UNA APERTURA 115kV 35 29 RECLOSER GVR 15kV 38 30 RECLOSER OVR 38kV 38 31 RECLOSER NU LEC 34,5kV 39 32 RECLOSER HAWKER SIDDELEY 41 33 CONSTITUCION DEL AISLADOR EPOXICO DE UN HAWKER SIDDELEY 43 34 RECLOSER COOPER TIPO KFE 44 35 TRANSFORMADOR DE 34,5Kv /13,8kV 46 36 MANTENIMIENTO A CAMBIATOMAS 48 37 PARARRAYOS EPOXICO DE 230kV 49 38 PARARRAYOS EN PORCELANA DE 34,5Kv 50 39 BANCO DE BATERIAS 51 40 CONEXIONES ENTRE CELDAS DEL BANCO DE BATERIAS 51 41 MANTENIMIENTO BANCO DE BATERIAS 52 42 MANTENIMIENTO CT 54


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43 MANTENIMIENTO PT 54 44 PINTURA CABEZOTE Y BASE DE UN CT 55 45 SECCIONALIZADOR MACARAW EDISON MODELO GN3N 58

LISTA DE FIGURAS

FIGURA NOMBRE PAGINA 1 Tarjeta de identificación de inservibles 15 2 Tarjeta de identificación en reparación 15 3 Tarjeta de identificación en buen estado 16 4 Tarjeta de identificación de transferidos 16

LISTA DE TABLAS

TABLA NOMBRE PAGINA 1 Tarjeta de identificación de equipos 14


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1. GENERALIDADES DEL MANUAL

1.1. OBJETIVO Establecer la metodología a seguir para desarrollar el mantenimiento preventivo y correctivo de los diferentes equipos de las subestaciones de la ESSA E.S.P. con el fin de asegurar su funcionamiento eficaz. 1.2. ALCANCE Este manual aplica para la ejecución del mantenimiento preventivo y correctivo a realizar en los diferentes equipos que comprenden la subestación de la ESSA E.S.P. 1.3. DEFINICIONES Arco: Chispa producida por la proximidad de dos electrodos o contactos de diferente potencial eléctrico. Bahía: Conjunto de equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o un transformador, o un autotransformador, al barraje de una subestación, al igual que los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro. Barrajes: Cables, tubos o barras de cobre o aluminio que conectan todas las bahías de una misma tension. Bajo Consignación: Es una instalación que se encuentra fuera de servicio y que se ha retirado de la explotación comercial para someterla a revisión o mantenimiento. La instalación queda a cargo de un “funcionario responsable de la consignación”, quien será la única persona autorizada para retornar a la explotación, la instalación o equipos consignados. El equipo consignado llevara la tarjeta de “NO OPERAR”. Buje (Bushing): Son elementos que permiten entrar con los conductores de alta tensión hasta los arrollamientos del transformador, los bushing para tensiones de 13.8 y 34.5 kv están constitutos por una espiga conductora revestida de aisladores de porcelana. Para tensiones superiores los aisladores de porcelana son de tipo condensador. Cámara de Extinción: Parte del disyuntor en la cual se alojan los contactos fijos y móviles su función principal es la extinción del arco eléctrico que se produce al abrir los contactos del interruptor. Campo: Es el conjunto de equipos de potencia que al ser operados manual o automáticamente (Ante consigna o ante falla) modifican en la subestación la conectividad de líneas, transformadores, grupos generadores, acopladores de barra, bancos de condensadores, etc. La conforman los seccionadores asociados, el disyuntor, PT’s, CT’s, pararrayos, sistema de puesta a tierra. Campo Consignado: Salida o parte de una subestación a la que se ha pedido consignación al centro de control y que el operador (o centro de control) ha entregado para mantenimiento. Campos de Línea: Conjunto formado por interruptor, seccionadores adyacentes, transformadores de corriente, transformadores de voltaje, pararrayos y cuchilla de puesta a tierra, que alimentan una línea de transmisión entre dos subestaciones.


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Celda: Es un modulo totalmente cerrado compuesto por laminas metálicas, utilizado para alojar equipos de medida y corte de energía. Para este caso la celda contiene un disyuntor de tipo extraíble, el cual se desplaza en su compartimiento a través de rieles, y provisto de topes que indican si el disyuntor esta conectado o desconectado de la barra principal. Circuito: Es el conjunto de estructuras, terna de conductores, aisladores y accesorios que conectan una subestación del sistema con sus cargas, generalmente a voltajes iguales o inferiores a 13.8kV. Consignación: Cuando el equipo, instalación o línea consignada sea retirado de la explotación o servicio, sin posibilidad de ser operado durante el tiempo que dura la consignación. Se observará la programación sugerida para la ejecución de trabajos programados. Consignación de Equipos: Es el procedimiento mediante el cual se autoriza el retiro de operación de un equipo, una instalación o de parte de ella para mantenimiento. Consignación Nacional: Es el nombre que se da al mantenimiento de los equipos del SIN, cuya indisponibilidad afecta los limites de intercambio de las áreas operativas, las generaciones mínimas de seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas, disminuye la confiabilidad de la operación del SIN, o cuando limitan la atención de la demanda. Contactos Principales: Este consta de tres componentes principales llamados contacto móvil, contacto fijo, bobina de control de arco. Desenergizado: Es una instalación que se encuentra sin tensión y en condiciones para ser intervenida sin riesgos para los operarios. En Servicio: Es una instalación que se encuentra con tensión y en condiciones de transportar energía. Equipos de Maniobra: Son los equipos eléctricos de potencia (interruptores, seccionadores de barras, seccionadores de línea y seccionadores de puesta a tierra), que al ser operados conectan o desconectan los campos en la subestación. Equipos de Patio: Conjunto de elementos que componen una subestación. Falla: Fenómeno que se caracteriza por no corresponder al funcionamiento normal de la red y puede en ciertos casos, desembocar en un desastre eléctrico del equipo donde esta ocurre. Fuera de Servicio: Es aquella instalación o equipo que se encuentra desconectado del sistema, ya sea por consigna de operación o de mantenimiento. Gas Hexáfloruro de azufre (SF6): Es un gas incoloro, inoloro, no toxico y no inflamable. Es uno de los compuestos químicos más estables y también uno de los gases mas pesados; a 20°C y presión atmosférica, su densidad es 5 veces la del agua. Este gas es empleado a presión como medio de aislamiento y extinción. Interruptor: Elemento o equipo eléctrico que puede operar (abrir o cerrar) bajo carga o falla y que es el responsable inmediato del estado de conexión del campo. También se le conoce como Disyuntor. Interruptor de Potencia: Es un equipo de potencia que permite efectuar maniobras voluntarias de apertura y cierre de circuitos, en condiciones normales de operación o falla.


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Inyección Primaria: Operación que consiste en hacer circular corriente por el primario de un transformador de corriente. kV: Kilovoltio. Medida de tensión equivalente a mil voltios. kW: Kilovatio. Unidad de potencia equivalente a mil vatios. Línea Eléctrica: Conjunto compuesto por conductores, aisladores, estructuras y accesorio destinados al transporte de energía eléctrica. Mecanismo de cierre: Este mecanismo es del tipo de un solo disparo para cerrar mediante un solenoide de alta tensión, controlado mediante el conjunto de disyuntor doble. El mecanismo se mantiene en la posición de cierre por medio de un gatillo que se libera mediante un pequeño solenoide gracias a un comando procedente del controlador electrónico o de los controles locales. Mecanismos de Mando: Sistema por medio del cual se suministra la energía necesaria para realizar las operaciones de apertura del interruptor de potencia. Puede ser de diferentes tipos, como hidráulico, resortes o neumático. MPa: Megapascales. Es una medida de presión, en nuestro caso indica la presión que se encuentra el gas SF6 dentro de algún interruptor. Polución: Contaminación Recloser: Es un elemento o equipo eléctrico que puede operar (abrir o cerrar) bajo carga o falla y que de acuerdo a su disposición pueden afectar la configuración de la red. Recloser automático: Es un equipo diseñado para abrir o cerrar un circuito eléctrico bajo condiciones normales de operación o de falla, reúne en un solo equipo elementos de corte, medida y protección. Rele de Sobre presión: También llamado rele Buccholtz, viene instalado entre el tanque conservador y la cuba del transformador. Es un rele de protección sensible a los fenómenos que se producen cuando se inicia un defecto en el interior de un transformador, como es el de desprendimiento de gas o de vapor debido a la descomposición de los aislantes orgánicos. Rele de reflujo: También llamado rele hansen, viene instalado entre el tanque conservador y el cambiatomas tiene por objeto proteger el transformador en caso de de alguna falla del cambiatomas. El rele trae una flecha indicadora que muestra la forma en que debe circular el aceite dieléctrico cuando se presenta una circulación en sentido contrario indica que se presento un problema dentro del cambiatomas. Seccionador: Es un elemento o equipo eléctrico que al ser operado permite tener certeza de la apertura de un circuito mediante una conformación visual. Esta diseñado para operar sin carga. Generalmente esta asociado a un interruptor de manera que permita aislarlo eléctricamente. Seccionador de tierra o Cuchilla de tierra: Es el equipo que permite conectar solidamente a la malla de tierra, una instalación o parte de ella. Su operación siempre es bajo una consigna específica de mantenimiento. Seccionalizador: Es un elemento o equipo eléctrico que puede operar con carga asociado con un recloser o un interruptor, no esta diseñado para interrumpir o cerrar con corrientes de falla, y de acuerdo a su disposición


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sobre la red puede permitir seccionamientos, precisando que estos solo existen en niveles de tensión de 13.2 kV y que su mando es por pértiga. Silica Gel: silica gel quiere decir gelatina de silicio, se utiliza como elemento deshidratante y generalmente viene teñido de azul, cuando la absorción de humedad llega a un 20 o 40% el color cambia a rosa y en tal caso es necesario cambiarla o volverla secar para nuevamente utilizarla. SF6 Hexáfloruro de azufre: Es un gas alógeno cuya estructura molecular comprende un átomo de azufre central unido a 6 átomos de fluor, es inoloro, incoloro, no toxico y no inflamable, a su vez es un compuesto químico muy estable y uno de los gases mas pesados a 20 °C y presión atmosférica su densidad es 5 veces la del aire. Su rigidez dieléctrica a presión atmosférica es más del doble de la del aire. Este es el único gas que pose reunidas las propiedades físicas, químicas y eléctricas favorables para la extinción de los arcos de los disyuntores. Subestación: Es un nodo del sistema que esta interconectado con los demás nodos mediante líneas y que por su diseño permite modificar la topología o conectividad de toda la red. Transformador: Es un dispositivo electromagnético que permite aumentar o disminuir el voltaje y la intensidad de una corriente. Vcc: tensión de corriente continua, esta tensión no posee fluctuaciones, generalmente se utiliza para suministrar energía a los componentes electrónicos


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2. INTRODUCCION

El sistema eléctrico de potencia de la ESSA está afectado por procesos de envejecimiento, a causa de las condiciones ambientales y del desgaste debido al funcionamiento. Al comienzo de la vida útil de los equipos los defectos empiezan a aparecer pero sus efectos no son perceptibles. Con el tiempo esos defectos se agravan, se hacen perceptibles y pueden medirse. El mantenimiento busca optimizar el funcionamiento de los Sistemas Eléctricos de Potencia que dispone la empresa durante su vida útil. El presente manual ha sido preparado como una guía, para efectuar correctamente el mantenimiento preventivo de los equipos de las subestaciones de la ESSA S.A. E.S.P.


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3. CONDICIONES GENERALES Antes de iniciar el mantenimiento de los equipos de subestaciones se debe tener en cuenta el PMSTD001 “Procedimiento para la Programación del Mantenimiento” y la programación semestral de mantenimiento. Toda acción de mantenimiento debe estar amparada por una consignación sobre el equipo. El Ingeniero encargado de los trabajos recibirá del centro de control o del operador el equipo y él mismo lo entregara para operación tan pronto terminen los trabajos. Siempre que se lleve a cabo el mantenimiento de los equipos de las subestaciones, se deben aplicar las cinco reglas de oro que son mencionadas y descritas a continuación: 1. Efectuar el corte visible de todas las fuentes de tensión, mediante interruptores y seccionadores, de forma

que se asegure la imposibilidad de su cierre intempestivo. En aquellos aparatos en que el corte no pueda ser visible, debe existir un dispositivo que garantice que el corte sea efectivo.

2. Condensación o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte. Señalización en el mando de los aparatos indicando “No energizar” o “Prohibido maniobrar” y retirar los portafusibles de los cortacircuitos. Se llama “condensación o bloqueo” de un aparato de maniobra al conjunto de operaciones destinadas a impedir la maniobra de dicho aparato, manteniéndolo en una posición determinada.

3. Verificar ausencia de tensión en cada una de las fases, con el detector de tensión, el cual debe probarse antes y después de cada utilización.

4. Puesta a tierra y en cortocircuito de todas las posibles fuentes de tensión que incidan en la zona de trabajo. Es la operación de unir entre si todas las fases de una instalación, mediante un puente equipotencial de sección adecuada, que previamente ha sido conectado a tierra.

5. Señalizar y delimitar la zona de trabajo. Es la operación de indicar mediante carteles con frases o símbolos el mensaje que debe cumplirse para prevenir el riesgo de accidentes.

Demarcar con cinta la zona de influencia de los trabajos a ejecutar y en la sala de control colocar una tarjeta de “NO OPERAR EQUIPO” o “EQUIPO EN CONSIGNACIÓN”. Una vez terminado el mantenimiento, el personal de mantenimiento deberá esperar en el sitio de los trabajos hasta que se ponga nuevamente en servicio el equipo. Disponer de equipo de comunicación entre el patio de conexiones y la sala de control de la subestación donde se realizan los trabajos. Utilizar cinturones (arnés) de seguridad en el momento que el personal ejecutor tenga que subir a trabajar sobre el equipo. Utilizar casco dieléctrico de seguridad en todo momento que se esté en el patio de la subestaciones. Utilizar la dotación que para este tipo de trabajos tiene establecido la empresa. Disponer de un transporte para en caso de accidente desplazarse a un centro de atención inmediata. Consignar circuitos cercanos, barrajes, etc., cuando se requiera trabajar con grúas, escaleras, andamios, etc. No ahorrar ningún procedimiento que reduzca las medidas de seguridad, con el ánimo de ganar tiempo.


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El ingeniero responsable de los trabajos, debe informar y dar las respectivas recomendaciones de los trabajos a realizar al personal a cargo. 3.1 CONDICIONES GENERALES PARA EL INTERRUPTOR En condiciones de servicio normal, es necesario inspeccionar periódicamente el nivel y estado de conservación del aceite. Si durante el servicio el interruptor es sometido a frecuentes maniobras de apertura y cierre en condiciones de cortocircuitos cercanos a su capacidad de interrupción, se recomienda realizar una inspección de los contactos fijos y móviles. El nivel del aceite a interruptor abierto debe llegar a la línea marcada sobre el indicador de nivel de cada polo. Se requiere examinar la fluidez y la rigidez dieléctrica del aceite; esta última debe estar por lo menos en un valor de 20 kV, sino se debe proceder de inmediato a la substitución del aceite. Si se presenta fuga de aceite en el interruptor es necesario cambiar los empaques y limpiar con Aqua-sol y trapos secos y limpios las partes que hayan sido afectadas. Antes y después de realizar el mantenimiento se debe realizar la prueba de resistencia de contactos con un microohmimetro para medir la resistencia entre los contactos fijo y móvil de cada polo. Para abrir equipo inmersos en aceite, la humedad del medio ambiente de estar por debajo del 70% mmHg (milímetros de mercurio). 3.2. TARJETAS DE IDENTIFICACION PARA LOS EQUIPOS Estas tarjetas se utilizan dependiendo del estado o condición en las que se encuentren los equipos de subestaciones que no estén instalados, estos equipos se deben clasificar, ubicar y almacenar utilizando tarjetas de colores codificadas las cuales indican su condición. Estas tarjetas son colocadas cuando el equipo permanecerá más de una semana en el lugar de almacenamiento. 3.2.1. Descripción de las tarjetas: Las tarjetas se identifican teniendo en cuenta las siguientes condiciones:

CODIGO COLOR ESTADO O CONDICION

001 Rojo Inservible

002 Amarillo En reparación

003 Azul Buen estado

004 Verde Transferible

TARJETAS DE IDENTIFICACION DE EQUIPOS Tabla No. 1


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TARJETA DE IDENTIFICACION DE INSERVIBLES TARJETA DE IDENTIFICACION EN REPARACION Figura No. 1 Figura No. 2

EN REPARACION

Nombre de equipo: ____________ _____________________________ Serial: _______________________

Código 002

ESSA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A.E.S.P

INSERVIBLE


Código 001



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TARJETA DE IDENTIFICACION EN BUEN ESTADO TARJETA DE IDENTIFICACION DE TRANSFERIBLES FIGURA No. 3 FIGURA No. 4

BUEN ESTADO

Nombre de equipo: ____________ _____________________________ Serial: _______________________ Responsable: _________________ ODT Número: _________________

Código 003


TRANSFERIBLE


Código 004



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4. MANTENIMIENTO A INTERRUPTORES

4.1. INTERRUPTORES DE NIVEL DE 115kV y 34,5 kV. 4.1.1. Interruptores de potencia con medio de extinción de arco en aceite dieléctrico de nivel de 115kV y 34,5 kV. (Pequeño volumen de Aceite): 4.1.2. Descripción del Interruptor: Son interruptores tripolares de pequeño volumen de aceite para instalaciones tipo intemperie, los polos vienen fijados en bases, planchas o perfiles de acero, montadas sobre una estructura soporte que contiene el mando y la biela de maniobra. Dentro de la base de los polos se encuentran las palancas que accionan los contactos móviles de los polos, haciendo que se abra o cierre el interruptor. El mecanismo del mando es accionado mediante resortes tensados a motor. A continuación vemos los diferentes tipos de Interruptores que se les realiza mantenimiento. Ver fotos No. 1, 2, 3, 4, 5 y 6. INTERRUPTOR CEM RGE INTERRUPTOR DELLE ASTHOM INTERRUPTOR NUOVA MAGRINI 36-50-800 34,5kV HPGE 9/14C 34,5kV GALILEO MGE 1500 34,5 kV Foto No. 1 Foto No. 2 Foto No. 3 INTERRUPTOR ASEA HLC INTERRUPTOR DELLE ASTHOM INTERRUPTOR DELLE ASTHOM 36-52/1250 B 34,5kV 7/12 34,5 Kv HPGE 11/15 E 115 kV Foto No. 4 Foto No. 5 Foto No. 6


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4.1.3. Mantenimiento del Interruptor: 4.1.3.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el Oficial de Redes, y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el oficial de programación deben preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del interruptor. Los equipos y elementos requeridos son: • Aceite dieléctrico en galones, dependiendo del modelo varían las cantidades. • Pintura esmalte de color rojo. • Pintura laca de color gris. • Llaves (Boca fija, Allen, entre otras) • Manguera de ¾ pulgada. • Caneca vacía de 55 galones. • Compresor de aire de un Hp. • Pistola para pintar. • Pinzas. • Destornilladores. • Lijas de diversos gramos. • Cepillos de acero. • Escalera de tijeras de 4 y 8 pasos. • Bomba para extracción y llenado de aceite. • Brocha de 2 pulgadas. • Thinner de 3 a 5 galones. • Alcohol de 1 a 3 galones. • Papel Absorbente. • Trapos. • Lamina para empaques de neopreno y caucho-corcho. • Empaque en hilo (original de diversos calibres). • Limpiador electrónico en aerosol. • Despejador de humedad en aerosol. • Lubricantes de contacto. • Pasta de silicona. • Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a. • Furgón de Mantenimiento. • Valdés plásticos. • Embudos plásticos. 4.1.3.2. Limpieza partes externas: Es indispensable al menos dos veces al año, proceder a una limpieza del interruptor en todas sus partes externas, y en particular de los aisladores, empleando acua-sol y trapos perfectamente limpios y secos. 4.1.3.3. Inspección del contacto fijo: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones retira las tuercas que retienen los tornillos prisioneros de fijación de la cámara de expansión al cilindro aislante. Luego retira la cámara de expansión que contiene el conductor superior con el contacto fijo. Y procede a la inspección de los elementos del contacto; si los encuentra sensiblemente deteriorados debe proceder a sustituirlos. 4.1.3.4. Inspección del contacto móvil: Si al realizar la inspección del contacto fijo, no se encuentra un notable deterioro, no es necesario realizar la inspección al contacto móvil.


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En caso de realizar la inspección del contacto móvil y se observe deterioro, procede a aflojar los bulones que fijan el cilindro al carter del aceite y luego a extraer el cilindro aislante, el cual deberá ser tratado con mucho cuidado con el fin de no deteriorar el aislamiento en porcelana ni las superficies metálicas. Finalmente se examina el contacto, si se encuentra muy deteriorado es necesario sustituirlo. 4.1.3.5. Verificación de terminales: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones suelta y limpia los conectores de los conductores de entrada y salida del interruptor, luego se encarga de revisar el estado de estos conectores, si se encuentran con virutas, oxido, polvo, o cualquier sustancia que impida el buen contacto con los conductores de energía se deben retirar empleando para su limpieza una lija o un cepillo de acero. 4.1.3.6. Extracción o sustitución del aceite: Para descargar el aceite usado el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones retira las tapas roscas que cierran el orificio de descarga de cada polo. Antes de empezar a introducir el nuevo aceite se lava cada polo vertiendo aceite nuevo en la cámara de extinción y posteriormente se descarga el aceite. Esta actividad se debe repetir 3 o 4 veces. Después de lavar la cámara de extinción el técnico electromecánico cierra el agujero de descarga, apretando a fondo las tapas roscas y procede a llenar la cámara de expansión y finalmente coloca las tapas de las cámaras. En el caso de los Interruptores DELLE ALSTHOM HPGE 9/14C, HPGE 7/12 y HPGE 11/15, la cámara de extinción de arco se encuentra separada de la columna donde se aloja el mecanismo de accionamiento mecánico y bielas, el cual va sumergido también en aceite dieléctrico, para extraer el aceite el Oficial de Redes o el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones retira los tapones roscados que se encuentran en la parte inferior de cada polo y el aceite de las cámaras de extinción lo retira abriendo el tapón ubicado en la unión de los dos aisladores de cada polo. 4.1.3.7. Revisión del mando: El mecanismo de operación del mando es suministrado por el fabricante ya lubricado y no requiere ningún cuidado especial, sin embargo debido a la polución a la que es sometido, el encargado del mantenimiento lo limpia y lubrica con grasa de molibdeno las partes de unión, y realiza los ajustes de las conexiones eléctricas, tornillos y tuercas. Finalmente se revisa que la resistencia de calefacción este funcionando perfectamente, y se retira la suciedad y humedad que pueda tener el comportamiento de mando. CONTROL INTERRUPTOR NUOVA MAGRINI CONTROL INTERRUPTOR ASEA HLC CONTROL INTERRUPTOR ASEA HLC GALILEO MGE 1500 34,5 kV 36-52/1250 B 34,5kV 36-52/1250 B 34,5kV PARTE ELECTRICA Y MECANICA PARTE ELECTRICA PARTE MECANICA Foto No. 7 Foto No. 8 Foto No. 9


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En el caso de los interruptores de 115kV DELLE ALSTHOM Modelo HPGE 11/15 E, el mando de accionamiento de los polos es independiente por lo que se cuenta con tres cabinas de mando una para cada fase, lo que implica realizar las actividades descriptas en el anterior párrafo para el polo de cada fase. 4.1.3.8. Pintura de partes externas: Para realizar la pintura de partes externas, el Oficial de redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones retira los restos de pintura vieja, lijando y cepillando. Para la pintura de la base y gabinete de control del interruptor, utiliza laca gris y para las partes activas del interruptor utiliza pintura esmalte roja y finalmente identifica los interruptores con el nombre del circuito al que pertenecen. 4.1.3.9. Cambio de mirillas: Si se observan mirillas rotas o manchadas estas deben cambiarse utilizando la herramienta adecuada, la cuales pueden ser destornilladores, llaves Bristol, Allen o llaves de boca fija milimétricas, y es conveniente cambiar el empaque. 4.1.3.10. Pruebas de funcionamiento: Antes de iniciar la prueba de funcionamiento el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones informa al operador de la subestación y al centro de control la ejecución de las pruebas. Una vez sean informados, se realizan las pruebas de apertura y cierre, colocando el selector de mando remoto en mando local y luego se coloca nuevamente en mando remoto después de realizadas. 4.1.3.11. Prueba de resistencia de contactos: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones realiza la prueba de resistencia de contacto con el equipo microohmimetro polo por polo, entre los contactos de entrada y salida del disyuntor, para verificar las condiciones de resistencia en microhmios (µΩ) y miliohmios (mΩ). La cámara de expansión esta diseñada para que no sufra ningún desperfecto durante toda la vida útil del interruptor, sin embargo si se presenta algún desperfecto se debe sustituirse. 4.2 INTERRUPTORES DE NIVEL DE 115kV Y 230kV CON MEDIO DE EXTINSION EN GAS SF6: 4.2.1. Descripción del interruptor: Este tipo de interruptor esta formado por tres polos independientes, algunos con cámara sencilla y otros con doble cámara de extinción, estas cámaras de extinción contienen en su interior contactos móviles y fijos rodeados de SF6, que ayudan a extinguir el arco eléctrico producido por la apertura y cierre de estos contactos. El contacto móvil es accionado a través de un conjunto de bielas de mando que va acoplado a un mecanismo de operación que por medio de energía almacenada acciona el interruptor, bien sea para abrir lo o cerrarlo. Los principales tipos de interruptores son: • Neumático: en estos la energía es almacenada en forma de aire comprimido. Este sistema es el que

requiere mayor mantenimiento; en este tipo de interruptores el aire comprimido es utilizado para cerrarlo. • Accionamiento por resortes: En estos la energía se almacena cargando resortes tanto para la apertura

como para el cierre del interruptor, al efectuarse la operación de cierre del interruptor se cargan los resortes de apertura asegurándose siempre el disparo del interruptor, dicho resorte se puede cargar manualmente o por medio de un motor eléctrico, el cual solo opera para cargar los resortes y no periódicamente.

• Hidráulico: El mecanismo es similar al neumático, pero a base de aceite; tanto en estos como en el

neumático, la presión debe mantenerse entre un mínimo y un máximo valor mediante un motor. Se encuentra en algunas ocasiones sistemas híbridos, combinando los sistemas hidráulicos con el de resortes en la operación de apertura, haciendo así el sistema más confiable.

Según la tensión nominal del interruptor puede estar constituido por una o dos cámaras de extinción de arco.


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INTERRUPTOR DE 115 kV SF6 tipo LTB INTERRUPTOR DE 115 kV SF6 tipo FLX INTERRUPTOR DE 230kV SF6

Mando de Resortes Mando Hidráulico Mando Neumático tipo SB6 Foto No. 10 Foto No. 11 Foto No. 12 INTERRUPTOR DE 230kV SF6 tipo FA2 INTERRUPTOR DE 230kV SF6 tipo FL

Mando Hidráulico Mando Hidráulico Foto No. 13 Foto No. 14


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4.2.2. Mantenimiento del Interruptor: 4.2.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones en compañía del Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones debe preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento de los interruptores de nivel de 115kV y 230kV. Los equipos y elementos requeridos son: • Pintura esmalte de color rojo. • Pintura acrilica de color gris. • Llaves (Boca fija, Allen, entre otras) • Compresor de aire de 1 Hp. • Pistola para pintar. • Pinzas. • Destornilladores. • Lijas de diversos gramos. • Aceite hidráulico. • Bala de SF6. • Cepillos de acero y bronce. • Escalera de tijeras de 4,8 y 16 pasos. • Brocha de 2 pulgadas. • Thinner de 3 a 5 galones. • Alcohol de 1 a 3 galones. • Papel Absorbente. • Trapos. • Lamina para empaques de neopreno y caucho-corcho. • Empaque en hilo (original de diversos calibres). • Limpiador electrónico en aerosol. • Despejador de humedad en aerosol. • Lubricantes de contacto. • Pasta de silicona. • Grasa Molibdeno. • Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a. • Carro canasta. • Detector de fuga de gas. • Furgón de Mantenimiento. • Equipo dilo para inyección de SF6. • Presostatos. 4.2.2.2. Limpieza partes externas: Es indispensable al menos dos veces al año, proceder a una limpieza del interruptor en todas sus partes externas, y en particular de los aisladores, empleando acua-sol y trapos perfectamente limpios y secos. 4.2.2.3. Pintura de partes externas: Para realizar la pintura de partes externas es necesario retirar los restos de pintura vieja, lijando y cepillando. Para la pintura de la base y control del interruptor se utiliza pinturacacrílica gris y para las partes activas del interruptor se utiliza pintura esmalte roja y se identifican los interruptores con el nombre del circuito al que pertenecen. 4.2.2.4. Verificación de terminales: Soltar y limpiar los conectores de los conductores de entrada y salida del interruptor.


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4.2.2.5. Inspección de contactos fijos y móviles: dichos contactos junto con el aislador forman un comportamiento sellado herméticamente lleno de gas SF6, contenidos de un filtro para adsorber humedad y productos de descomposición del gas SF6. Estos compartimientos no deben abrirse de no ser detectadas fugas a través de las bridas, tornillos o uniones de los aisladores. 4.2.2.6. Mantenimiento de mecanismos de operación: El mecanismo de operación viene lubricado de fábrica pero debido a la polución a que este es sometido se recomienda limpiar, lubricar con grasa de molibdeno y aceite lubricante penetrante antioxidante, chequear que los resortes de carga estén en perfectas condiciones y rociar las borneras con los aerosoles desplazadores de humedad.

NIVEL DE ACEITE NORMAL DE CONTROL DE INTERRUPTOR DE 115 kV SF6 tipo FLX INTERRUPTOR DE 115 kV SF6 tipo FLX Foto No. 16 Foto No. 15

4.2.3. Mantenimiento para los interruptores Nuova Magrini Galileo de 115 kV y 230 kV tipo SB6 4.2.3.1. Control de presión SF6: se debe verificar que la presión de gas no este por debajo de los valores nominales tanto en la cámara de interrupción como en los mecanismos de mando. Valores dados por fabricante: • Presión mecanismo de mando: -0,05 MPa para el tipo SB6 123 y -0,03 MPa (para el tipo SB6 245). • Presión unidad de interrupción: 0,65 para el tipo SB6 123 y 0,63 MPa (para el tipo SB6 245). Cuando se realiza inspección a este control se pueden presentar las siguientes situaciones: • Que la presión del mecanismo de mando este entre -0,07 MPa y -0,05MPa (para el SB6123) ó entre -0,05

MPa y -0,03 MPa (para SB6245): esto indica que hay menos gas de lo debido y debe cargar gas en la cámara de interrupción.

• Que la presión del mecanismo de mando sea menor -0,07 MPa (para el SB6123) ó -0,05MPa (para el SB6245): se debe verificar con un detector de fugas la perdida de gas en la válvula de recarga.


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• Que la presión del mecanismo de mando sea superior al valor nominal: en este caso se presenta un

funcionamiento erróneo del equipo, y en lo posible se debe informar al fabricante. Esto indica que el gas se esta quedando en la parte inferior y no esta subiendo a la cámara de interrupción.

4.2.3.2. Control de los tiempos de funcionamiento del compresor: Se realiza un ciclo Apertura-Cierre-Apertura y se mide el tiempo de funcionamiento del compresor, este tiempo de puesta en servicio del compresor no debe ser superior a 10 minutos. 4.2.4. Mantenimiento para los interruptores Delle Alsthom de 115 kv y 230 kV 4.2.4.1. Control de presión SF6: El Oficial de Redes en compañía del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones, verifican que la presión de gas no este por debajo del valor nominal, en este caso de 5.15 Bares (según datos de fabricante). Si esta por debajo de este valor se debe inyectar gas y revisar con un detector de fugas todo el interruptor para determinar el origen de la perdida de presión. 4.2.4.2. Control del número de funcionamiento de la bomba: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones permite un máximo de dos puestas en marcha diario de la bomba del sistema hidráulico, si este es superior es un indicio de que hay fugas en el sistema. 4.2.4.3. Revisión del nivel de aceite hidráulico: El Técnico Electromecánico y/o Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones verifica que este no se encuentre por debajo del valor mínimo (+16°C). 4.2.4.4. Revisión del gabinete de control: Se realiza una limpieza al gabinete de control y verificar el apriete de la tornilleria del sistema eléctrico y limpiar con los distintos aerosoles utilizados para sistemas eléctricos. 4.2.4.5. Revisión del sistema hidráulico: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones verifica que no existan fugas en el sistema, y revisar la estanqueidad de los racores y los gatos hidráulicos que mantienen la presión para accionar el contacto móvil en los polos. Si se presenta fuga de aceite en cualquiera de los gatos hidráulicos se debe cambiar la empaquetadura completa de los tres gatos hidráulicos. 4.2.4.6. Verificar calefacción del gabinete de control: Se debe verificar el buen funcionamiento de la resistencia de calefacción, para evitar la humedad en loas borneras y bloques de contacto.


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4.3. INTERRUPTORES DE 115 KV WESTINGHOUSE (GRAN VOLUMEN DE ACEITE) 4.3.1. Descripción del Interruptor: Los interruptores Westinghouse de 115kV de gran volumen de aceite, consta de tres tanques uno por fase contenidos de 560 galones de aceite, dentro de los cuales se encuentran dos cámaras de corte por fase, sumergidas en aceite dieléctrico. 4.3.2. Mantenimiento del Interruptor: 4.3.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el oficial de programación deben preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento de los interruptores de nivel de 115kV y 230kV. Los equipos y elementos requeridos son: • Aceite dieléctrico. • Pintura esmalte de color rojo. • Pintura laca de color gris. • Llaves (Boca fija, Allen, entre otras) • Manguera de ¾ pulgada. • Caneca vacía de 55 galones. • Compresor de aire de un Hp • Diferenciales. • Pistola para pintar. • Pinzas. • Destornilladores. • Lijas de diversos gramos. • Cepillos de acero. • Escalera de tijeras de 4 y 8 pasos. • Bomba para extracción y llenado de aceite. • Brocha de 2 pulgadas. • Thinner de 3 a 5 galones. • Alcohol de 1 a 3 galones. • Papel Absorbente. • Trapos. • Lamina para empaques de neopreno y caucho-corcho. • Empaque en hilo (original de diversos calibres). • Limpiador electrónico en aerosol. • Despejador de humedad en aerosol. • Lubricantes de contacto. • Pasta de silicona. • Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a. • Furgón de Mantenimiento. • Valdés plásticos. • Embudos plásticos.


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INTERRUPTOR WESTINGHOUSE 115 kV (GRAN VOLUMEN DE ACEITE) Foto No. 17

4.3.2.2. Extracción del aceite: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones, extrae el aceite dieléctrico por una válvula de 2“ ubicada en la parte inferior de cada tanque, luego procede a abrir la tapa lateral del tanque con el fin de airear el recinto.

4.3.2.3. Desmonte de las cámaras: Para desmontar las dos cámaras de cada polo es necesario primero instalar en la parte interna superior de los tanques, dos diferenciales de ½ tonelada. Una vez instaladas las diferenciales, se realiza el desmonte de las cámaras, iniciando con el despiece, con el fin de revisar los contactos móviles y fijos, y el estado de las baquelas, posteriormente se lava con aceite limpio en un recipiente que recoja los residuos de aceite sucio. 4.3.2.4. Limpieza de las cámaras: Una vez desmontadas las cámaras se llevan a un lugar limpio y se proceden a desarmarlas, retirando las baquelas en su orden separando el contacto móvil y fijo para posteriormente lavar los elementos desmontados. 4.3.2.5. Armado de las cámaras: Para el armado de las cámaras de extinción de arco se colocan nuevamente el contacto fijo, se colocan en su orden las baquelas que conforman la cámara. Realizado este paso se instala el contacto móvil y se procede a apretar las tuercas dándole el ajuste final a la cámara. El armado se hace en el lugar donde se limpiaron para posteriormente introducirlas en el tanque. 4.3.2.6 Limpieza del tanque: Después de armadas las cámaras se procede a lavar con aceite dieléctrico el interior tanque retirando el lodo con residuos de carbón que se acumula debido a los arcos eléctricos que se producen. Una vez limpio se deben revisar los amortiguadores ubicados en la parte superior del tanque, se debe cambiar el empaque de cada tapa lateral.


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4.3.2.7. Montaje de las cámaras: Después de limpiar las cámaras y el tanque se procede a montar nuevamente las cámaras y realizar el llenado de aceite del tanque. Igualmente se realiza con los otros dos polos del interruptor. Después de llenar los tanques con el aceite dieléctrico se realizan la medición de resistencia de contactos. 4.3.2.8. Pintura del interruptor: Después de realizado el mantenimiento interno del interruptor se pintan las partes externas, para esto es necesario retirar los restos de pintura vieja, lijando y cepillando, se utiliza pintura acrílica gris para el cuerpo del interruptor y para las partes activas se usa pintura esmalte roja, luego se identifican las fases y el interruptor de acuerdo a la codificación del sistema eléctrico de la empresa.


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4.4. INTERRUPTORES WESTINGHOUSE DE 34,5kV CON MEDIO DE EXTINCION DE ACEITE

INTERRUPTOR WESTINGHOUSE DE 34,5 kV CON MEDIO DE EXTINCION DE ACEITE

Foto No. 18

4.4.1. Descripción del Interruptor: Los interruptores Westinghouse de 34,5 kV de mediano volumen de aceite, consta de tres tanques, uno por fase contenidos de 73 galones de aceite cada uno, dentro de los cuales se encuentran dos cámaras de corte por fase, sumergidas en aceite dieléctrico. 4.4.2. Mantenimiento del Interruptor:

4.4.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones en compañía del Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones debe preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del interruptor. Los equipos y elementos requeridos son: • 275 galones de aceite. • Pintura esmalte de color rojo. • Pintura acrílica de color gris. • Llaves (Boca fija, Allen, entre otras) • Manguera de ¾ pulgada. • Caneca vacía de 55 galones. • Compresor de aire de un Hp. • Pistola para pintar. • Pinzas.


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• Destornilladores. • Lijas de diversos gramos. • Cepillos de acero. • Escalera de tijeras de 4 y 8 pasos. • Bomba para extracción y llenado de aceite. • Brocha de 2 pulgadas. • Thinner de 3 a 5 galones. • Alcohol de 1 a 3 galones. • Papel Absorbente. • Trapos. • Lamina para empaques de neopreno y caucho-corcho. • Empaque en hilo (original de diversos calibres). • Limpiador electrónico en aerosol. • Despejador de humedad en aerosol. • Lubricantes de contacto. • Pasta de silicona. • Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a. • Gatos neumáticos. • Furgón de Mantenimiento. • Valdés plásticos. • Embudos plásticas.

INTERRUPTOR WESTINGHOUSE CON MEDIO DE EXTINCION DE ACEITE Foto No. 19

4.4.2.2. Verificación del mecanismo de control: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones inspecciona el mecanismo de control de accionamiento, verificando que no existan fugas de aire en el mecanismo de accionamiento y que la presión de aire permanezca estable. Una vez verificado que no existan fugas revisa el manómetro ubicado en el gabinete de control y verifica su buen estado físico. Finalmente prueba el funcionamiento del motor del compresor.


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4.4.2.3. Mantenimiento de las cámaras de extinción: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones extrae el aceite por las válvulas inferiores que tienen los tanques de las fases del interruptor, cada uno contiene aproximadamente 73 galones de aceite dieléctrico, luego instala a los lados del tanque gatos neumáticos especiales suministrados por el fabricante, para bajar los mencionados tanques. 4.4.2.4. Revisión de los contactos móviles: Una vez instalados los gatos neumáticos el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones presuriza con aire comprimido y procede a retirar las tuercas de los tornillos que sostienen el tanque por la parte superior. Despresurizando los gatos neumáticos el tanque comienza a descender y se procede a revisar los contactos móviles y las cámaras de extinción de arco de los contactos fijos, posteriormente se lavan con aceite dieléctrico limpio, utilizando una brocha o rociando aceite a presión. Los contactos móviles no deben tener un desgaste superior 2 mm. 4.4.2.5. Limpieza de los tanques: Los residuos del carbón producidos por arcos eléctricos y suciedad que se encuentren en el fondo de los tanques debe retirarse y junto con el aceite sucio almacenarse debidamente en una caneca sellada. Culminada la limpieza, se presurizan nuevamente los gatos para que asciendan los tanques a su posición inicial y se coloca la tornillería que los sujeta de la parte superior, seguidamente se llena cada tanque con 73 galones de aceite dieléctrico nuevo y se verifica que no quede alguna fuga. 4.4.2.6. Pintura del interruptor: Después de realizado el mantenimiento interno del interruptor se pintan las partes externas, para esto es necesario retirar los restos de pintura vieja, lijando y cepillando, se utiliza pintura acrílica gris para el cuerpo del interruptor y para las partes activas se usa pintura esmalte roja, luego se identifican las fases y el interruptor de acuerdo a la codificación del sistema eléctrico de la empresa.


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5. MANTENIMIENTO A CELDAS DE 13,8kV Y 34,5 kV

5.1. CELDAS DE 13,8kV y 34,5kV 5.1.1. Descripción de la celda: Las celdas son compartimientos que han sido diseñados para realizar funciones de apertura o cierre de circuitos en estado normal o de falla. Están diseñadas para uso intemperie y para uso interior. Toda celda compacta esta constituida por un envolvente metálico de acero inoxidable donde se alojan los siguientes elementos:

• Compartimiento de mandos; donde se encuentran los botones para maniobrar la celda y la alimentación en

baja tensión de la celda. • Compartimientos de conexión de cables de línea; donde se alimentan los cables de salida del circuito. • Compartimiento de Los polos; donde se encuentran los Tres polos independientes que contienen las

cámaras de corte donde se extingue el arco. • Compartimiento para el barraje. Existen diferentes formas de extinguir el arco, puede ser por soplo magnético, por gas SF6, cámaras al vacío o por aceite.

CELDA MERLIN GERIN USO TIPO INTERIOR

Foto No. 20


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CELDA WESTINGHOUSE TIPO DHP CELDA SIEMENS RETROFIT USO INTERPERIE USO TIPO INTERIOR Foto No. 21 Foto No. 22 5.1.2. Mantenimiento de la Celda: 5.1.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones, en coordinación con el oficial de programación, deben preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento de la celda. Los equipos y elementos requeridos son: • Llaves. • Pinzas. • Destornillador. • Cepillos de bronce. • Brocha de 2 pulgadas. • Alcohol impotable 95° • Papel Absorbente. • Trapos. • Limpiador electrónico en aerosol. • Desplazador de humedad en aerosol. • Aceite Lubricante en aerosol. • Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a. • Grasa sintética para contactos • Grasa de Molibdeno • Aspiradora industrial • Furgón de Mantenimiento


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5.1.2.2. Extracción de la parte móvil de la celda: Existen diferentes formas de extraer la parte móvil de la celda, dependiendo de la construcción de la celda; en la mayoría de subestaciones de la empresa las celdas más comunes son de marca Merlín Gerin, en estas el modo de extracción es el siguiente: Se pulsa el botón “O” para abrir el disyuntor, luego colocamos la palanca de enclavamiento en la posición “2” y extraemos la parte móvil hasta el tope máximo permitido y se debe retirar la toma de conexión de baja tensión de los circuitos auxiliares. Para extraer completamente el interruptor pulsamos nuevamente el botón “O” y pasamos la palanca de enclavamiento a la posición “3”. 5.1.2.3. Descargar resortes del mecanismo: Hacer un cierre y una apertura a fin de descargar completamente los resortes del mando. En el panel frontal se puede observar si el mando se encuentra descargado 5.1.2.4. Limpieza interna de la celda: Usando una aspiradora industrial se retira el polvo que se encuentre acumulado dentro de la celda. CELDA AEG GMA DE 13,8 kV CELDA AEG WIA DE 34,5 kV Foto No. 23 Foto No. 24 5.1.2.5. Lubricación componente mecánico: Empleando un lubricante-antioxidante se aceitan las partes mecánicas articuladas del mecanismo. 5.1.2.6. Limpieza componente eléctrico: Utilizando un limpiador desengrasante para equipo eléctrico y electrónico retiramos el exceso de grasa y de polvo acumulado en los circuitos eléctricos del mecanismo. 5.1.2.7. Limpieza y engrase de contactos de los polos: Empleando alcohol etílico o propílico se retira el polvo y la suciedad depositada en la capa exterior de la cámara de extinción y la grasa que recubre los contactos de los polos, luego se unta una nueva capa de grasa sintética para contactos.


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5.1.2.8. Revisión del estado del medio de extinción del arco: Si es SF6 empleando un detector de fugas determinamos si existe un escape de gas, si es aceite revisamos su color para determinar su estado o si es algún otro material se revisa el estado de las cámaras. Después de las operaciones de mantenimiento se debe realizar maniobras manuales y eléctricas para chequear el buen funcionamiento del disyuntor. 5.1.2.9. Medir resistencia de contactos: Esto se realiza midiendo resistividad entre la salida y la entrada de los polos, con el interruptor cerrado y desenergizado tiene que dar unos valores muy pequeños del orden de 200 microhmios, para garantizar el buen cierre o contacto interno de los contactos. En el caso donde deban realizarse reparaciones debido a daños severos o cambios por cumplimiento de vida útil, se sugiere consultar los manuales del fabricante.


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6. MANTENIMIENTO A SECCIONADORES

6.1. SECCIONADORES DE 230kV, 115kV y 34,5kV. 6.1.1. Descripción de los seccionadores: El seccionador es un aparato mecánico de conexión que asegura, en posición abierta, una distancia de seccionamiento que satisface condiciones especificadas. Un seccionador es capaz de abrir y de cerrar un circuito cuando se establece o interrumpe una corriente de valor despreciable, o bien no se produce ningún cambio importante de la tensión entre los bornes de cada uno de los polos del seccionador. Es también capaz de conducir corrientes en las condiciones normales del circuito, y de soportar corrientes por un tiempo especificado en condiciones anormales como las de cortocircuito.

SECCIONADOR DE TRES COLUMNAS CON SECCIONADOR DE TRES COLUMNAS CON DOBLE DOBLE APERTURA 34,5 kV. APERTURA 230kV. Foto No. 25 Foto No. 26 SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS CON SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS CON UNA APERTURA 34,5kV UNA APERURA 115kV Foto No. 27 Foto No. 28


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6.1.2. Mantenimiento del seccionador: 6.1.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el Asistente técnico, Oficial de Redes y del Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones, en coordinación con el oficial de programación deben preparar los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del seccionador. Los equipos y elementos requeridos son: • Llaves. • Destornilladores. • Brocha de 2 pulgadas. • Alcohol impotable 95° • Papel Absorbente. • Trapos. • Limpiador electrónico en aerosol. • Desplazador de humedad en aerosol. • Aceite Lubricante en aerosol. • Cintas aislantes, 23 y 33. • Grasas sintéticas para contactos. • Cepillos de acero. • Cepillos de bronce. • Lijas varios granos. • Pintura de color rojo. • Thinner. • Furgón de Mantenimiento. • Escaleras. 6.1.2.2. Limpieza de contactos móviles y fijos: Estos contactos deben limpiarse retirando la contaminación, producto de la degradación de la grasa y el carbón por arco eléctrico durante la apertura y el cierre. La limpieza se realiza empleando alcohol y trapos, el cepillo de bronce solo se usa en los casos donde existan gruesas capas de grasa quemada y carbón, cuidando no desgastar el material de los contactos. 6.1.2.3. Limpieza de aisladores: Empleando alcohol etílico o propílico se retira el polvo y la suciedad de las porcelanas constitutivas de los aisladores, cuando estos elementos se encuentran muy contaminados. 6.1.2.4. Pintura de partes metálicas: Se restaura la pintura aplicada por el fabricante en las partes metálicas que forman parte del seccionador. 6.1.2.5. Mantenimiento del mecanismo de operación de los seccionadores: para comandar la apertura y cierre de los seccionadores, se emplean dos tipos de mecanismos ubicados en una caja externa acoplada generalmente en la base del seccionador: el mando mecánico y el mando eléctrico. El mando mecánico consiste en todos los mecanismos de engranajes, resortes y demás que se requieren para producir el movimiento de apertura y cierre y su operación requiere la aplicación de una fuerza externa (operación manual). El mando eléctrico consiste en todos los elementos eléctricos que se requieren para producir la fuerza necesaria que necesita el mecanismo para las operaciones de cierre y apertura accionado con un botón, ya sea efectuada localmente o con cableado a distancia (accionamiento remoto).


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El mantenimiento del mando mecánico consiste en lubricar las partes donde se realiza los movimientos (uniones, bridas, etc) y el mantenimiento del mando eléctrico consiste en realizar limpieza y lubricación del gabinete y verificación del apriete de los tornillos. 6.1.2.6 Verificación del reglaje: Consiste en revisar que el cierre y la apertura se realicen simultáneamente en los tres polos, si esto no se logra se requiere soltar el varillaje del polo que no cierra simultáneamente con los demás y se cierra manualmente este polo, luego se lleva al punto de cierre los otros polos, seguidamente se ajusta el varillaje y se hace la apertura en conjunto, de los tres polos verificando que sea simultaneo su accionamiento. Esta operación se repite hasta obtener el cierre simultáneo de los tres polos.


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7. MANTENIMIENTO DE RECLOSERS

7.1. RECLOSER DE 34,5kV Y 13,8 kV.

7.1.1. Descripción del Recloser: El recloser es esencialmente un disyuntor con las funciones necesarias para detectar sobre corrientes, medir la duración e interrumpir las fallas y se puede seleccionar para que reconecte automáticamente restaurando al suministro de energía eléctrica a la línea aérea. Si la falla persiste el reconectador automático se bloquea en posición de desconectado después de un numero prefijado de maniobras, aislando así la línea con la falla del sistema.

Este equipo se emplea en líneas aéreas de distribución debido a que la mayoría de las fallas que se producen en estas son de naturaleza transitoria y no originan daños permanentes cuando se despejan.

El recloser esta compuesto por dos partes: el tanque que contiene el interruptor y la caja de control con el cable de conexión entre los dos.

RECLOSER GVR 15kV RECLOSER OVR 38kV Foto No. 29 Foto No. 30


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RECLOSER Nu Lec 34,5 kV. Foto No. 31 7.1.2. Mantenimiento del Recloser con SF6: 7.1.2.1. Preparación de los materiales requeridos: El Profesional Asistente de Mantenimiento de Subestaciones, el Asistente Técnico, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del recloser seleccionado. Los equipos y elementos requeridos son: • Botella de gas SF6. • Llaves expansivas. • Llaves de boca. • Carro de servicio de gas. • Detector de fugas de gas. • Manómetro. • Pinzas de puntas ó corta frió. • Alcohol isopropilico. • Aqua-sol para lavado exterior. • Lijas de diversos granos. • Afloja tuercas penetrante (Free) • Grasa de silicona. • Empaques de goma. • Destornillador de pala. • Brocha de 2 pulgadas. • Papel Absorbente.


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• Grúa • Trapos limpios. • Limpiador electrónico en aerosol. • Desplazador de humedad en aerosol. • Aceite Lubricante en aerosol. • Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a. • Baterías libres de mantenimiento de 12 Vcc. • Cintas aislantes, 23 y 33. • Multímetro digital. • Fusibles varios. • Equipos de inyección primaria • Torquímetro • Furgón de Mantenimiento. 7.1.2.2. Revisión de la información suministrada por el recloser: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones revisa la información que se muestra en el display del relé o del equipo de control. Esta información muestra el estado del control y sus posibles anomalías identificadas por el fabricante (falla de baterías o fallas en tarjetas o elementos internos del relé de protección y control). Si se presenta el mensaje de falla en una tarjeta o elemento interno se debe informar al Profesional Asistente de Mantenimiento de Subestaciones para su posterior evaluación. 7.1.2.3. Revisión del cargador de baterías: Con el Multímetro se toman los datos de voltaje a la salida del cargador de baterías, si este valor es cero (0) se debe revisar los fusibles correspondientes y cambiarlos. Si el valor es inferior a 10 Vcc. se debe informar al Profesional Asistente de Mantenimiento de Subestaciones para su posterior evaluación. 7.1.2.4. Revisión de baterías: Con el Multimetro toma los datos de voltaje de cada batería y se compara con el valor estándar de 12 Vcc. de cada unidad. Si este valor es inferior a tres (3Vcc) se debe cambiar la(s) respectiva(s) batería(s). 7.1.2.5. Limpieza de bujes y terminales: Empleando alcohol etílico o propílico se retira el polvo y la suciedad de los bujes, cuando estos elementos se encuentran muy contaminados, para los terminales se revisa la información de las termografías y se corrigen puntos calientes en el caso de su detección previa. También se revisa el ajuste de la conexión evitando que queden sueltos. Para evitar los puntos calientes todos los tornillos del Terminal deben ser ajustados a 150Nm. Para este tipo de reclosers con aislamiento del tanque interno en SF6, se considera libre de mantenimiento y su intervención se considera una reparación mayor. Para los recloser de SF6 de las marcas Whipp & Bourne (GVR), ABB (OVR), Joslyn (JVR) y Nu-lec (N36), estas reparaciones son realizadas por garantía del fabricante. 7.1.3. Reparación del Recloser: En caso de los recloser tipo Hawker Siddeley de 34,5kV y 13,2kV, que requieran de reparación se debe realizar las siguientes actividades: 7.1.3.1. Vaciado del Gas SF6: El Asistente de Técnico de mantenimiento de Subestaciones debe vaciar el tanque utilizando un carro de gas y realiza los siguientes pasos:


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- Conecta la manguera flexible del carro a la herramienta (acoplamiento) y se enchufa el acoplamiento en el

punto de llenado de gas del tanque. Luego se abre la válvula del carro que permite la descarga. - Cuando el manómetro indique la presión atmosférica, cerrar la válvula e inmediatamente abrir la válvula de

la bomba de vació. - Poner en marcha la bomba de vacío y reducir la presión a menos de 1000 milibares, cuando se alcance la

cifra, cerrar la válvula para la bomba de vacío. - Se abre la válvula del filtro para permitir que entre aire en el recipiente.

Recloser Hawker Siddeley Foto No. 32

7.1.3.2. Desencubado del Recloser: Después de vaciado el tanque, el Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones procede a quitar los tornillos de la tapa principal, previamente lavados o mojados con el liquido Free (afloja tuercas). Una vez se retiren los tornillos el Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones utiliza una herramienta (eslinga), para asegurar las orejas de izado de la tapa, teniendo en cuenta que el gancho debe estar mas elevado que los aisladores, después se iza en forma lenta y se pone al descubierto el recloser. Dependiendo de los daños encontrados en el recloser automático se pueden cambiar o reparar partes internas o externas que se encuentren averiadas, para ello se tienen diferentes pasos atendiendo los daños, mas comunes y relevantes. 7.1.3.3. Sustitución de la junta (O-ring) de sellado del tanque principal: Para aplicar este paso debe haberse realizado los dos anteriores. • Quitar la junta tórica (O-ring) de sellado de la pestaña del tanque. • Limpiar la superficie de la tapa y la pestaña del tanque, con alcohol isopropílico al 90%, si quedan residuos

de la junta cepillar suavemente y limpiar con trapos, si aun quedan restos repetir la operación hasta que queden visiblemente limpios ambas superficies.


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• Comprobar que no existen imperfecciones en las superficies. • Untar grasa de silicona en ambas superficies, colocar la nueva junta de sellado, la cual debe tener un

grosor de 8mm. • Posicionar la tapa por encima del tanque y bajar hasta una posición que deje aproximadamente 10mm,

entre las superficies de sellado. Alinear los agujeros hasta obtener la correcta alineación entre los aisladores y el soporte.

• Insertar tres tornillos galvanizados entre la tapa y la pestaña del tanque (a través de los agujeros). • Bajar la tapa sobre el tanque y no moverla una vez posicionada, enseguida colocar los tornillos, tuercas y

arandelas, apretando primero 4 tuercas según la secuencia norte, sur, este y oeste. • Posteriormente apretar las tuercas restantes utilizando una llave y una copa 19mm aplicando un par de

aprietes de 103/107 Nm. • Esperar al menos una hora y hacer vacío hasta obtener una presión de 9000 mbares, dejando al menos 12

horas y después llenar con el SF6 a la presión indicada según la tabla de valores nominales. 7.1.3.4. Cambios de los sellos rotativos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones realiza el cambio de los sellos rotativos, una vez detectada y comprobada la fuga por estos elementos, para esta tarea el equipo debe estar desgasificado, abierto y proceder de la siguiente manera: • Una vez retirada la tapa o cubierta del alojamiento del indicador de posición, se guía el brazo hacia los ejes

y cuidadosamente se levanta fuera de la señal de disparo, y enseguida se retira los soportes fijadores. • Quitar las fijaciones del plato retenedor del sello, lo ajustan tres tornillos que se retiran con llaves 13mm y

posteriormente se saca. • Desconectar la fijación interior de la transmisión del disparo manual y se procede a retirar el eje de la

transmisión, previamente quitados los pasadores. • Posteriormente se sacan los sellos y luego se limpia el alojamiento de los mismos, esto se hace utilizando

alcohol isopropilico y trapos limpios, después se comprueba si existen daños en el alojamiento de los sellos. • Untar abundantemente el sello nuevo con grasa de silicona y se coloca en su alojamiento respectando la

orientación del sello. • Colocar el plato retenedor del sello sin apretarlo, se inserta el eje de transmisión y se aprietan los tornillos

que fijan el plato retenedor del sello. • Colocar las fijaciones del disparo manual e indicador de posición, después se coloca el alojamiento del

indicador, fijando los tres tornillos con la llave 13 mm. • Finalmente se alinean los brazos de las transmisiones con las de los ejes, y usando los tornillos fijadores se

bajan los brazos sobre el eje. 7.1.3.5. Sustitución de un aislador: Si durante el lavado y la limpieza de los aisladores se observaron daños tales como fisuras, perforaciones o rupturas este debe reemplazarse siguiendo los siguientes pasos: • Retirar los terminales si existen, después quitar la tuerca retenedora superior, la contratuerca y el protector

de tuercas, después otra tuerca; la primera arandela de cierre, después se saca la última tuerca retenedora. Para las tuercas se utilizan llaves de expansión y llave de boca 24mm.

• Retirar el aislador dándole giros suavemente hasta que este salga por completo. • Para montar el nuevo aislador, se debe limpiar con alcohol isopropilico y secar con trapos limpios el

pasamuros de resina. • Colocar el aislador nuevo, untando con grasa de silicona en la parte interna sobre el pasamuros de resina y

empujar hacia abajo hasta que haga tope con el alojamiento de los TC. • Colocar la arandela y la tuerca retenedora superior y ajustar un torque aproximadamente 35 NM, utilizando

la llave de boca de 24mm. • Montar de nuevo los terminales si existen.


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Constitución del aislador epoxico de un Hawker Siddeley

Foto No. 33 7.1.3.6. Cambio de Bushing y juntas tóricas: El Asistente Técnico de mantenimiento de Subestaciones realiza una vez desgasificado y abierto el tanque según los pasos a continuación. • Quitar el aislador según el procedimiento anterior, si la fase esta equipada con transformadores de

corriente, se retira la tapa de la cámara del pasamuros y desconecta los cables correspondientes al transformador de la regleta de bornes, después afloja las tuercas del Conduit y saca por el Conduit los cables procedentes de la cámara del pasamuros.

• Quitar los tres tornillos que fijan la cámara de los TC con una llave 10mm, sacar la cámara de los transformadores y estos si existen.

• Quitar las fijaciones al sistema de contactos del polo a remplazar, y sacarlo de la base del Bushing. • Sacar el pasador y la arandela de un lado de cada perno de los contactos móviles y sacar el perno. Quitar

los tornillos que fijan el Bushing y sacarlo completamente, con las dos juntas de sellado (Oring). • Limpiar el área alrededor del agujero del Bushing y asegurarse que no presente marcas en la cara del

sellado. Deben colocarse dos juntas (O-ring’s) nuevos centrados alrededor del agujero del Bushing e insertar seguidamente el nuevo, girándolo hasta su correcta orientación, antes de que la cara de sellado tome contacto con las juntas y luego apretar los tornillos del pasamuros a un torque de 35 Nm.

• Reensamblar la disposición de contactos en el Bushing, asegurándose que la posición coincide con la muestra del Bushing, luego se insertan las fijaciones y se aprietan, seguidamente se vuelve a colocar los pasadores y mecanismos que se desconectaron.

• Por ultimo sustituir la junta superior de la cámara de los TC y fijar la base a la placa superior apretando los tres tornillos de 10 mm a un torque de 40 Nm.


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7.2. RECLOSER EN ACEITE

RECLOSER COOPER TIPO KFE Foto No. 34

7.2.1. Mantenimiento del Recloser: 7.2.1.1. Preparación de los materiales requeridos: El Profesional Asistente de Mantenimiento de Subestaciones, el Asistente Técnico, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el Oficial de Programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del recloser seleccionado. Los equipos y elementos requeridos son: • Llaves. • Destornillador. • Brocha de 2 pulgadas. • Alcohol impotable 95°. • Papel Absorbente. • Trapos. • 25 galones de aceite dieléctrico. • Limpiador electrónico en aerosol. • Desplazador de humedad en aerosol. • Aceite Lubricante en aerosol. • Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a. • Baterías libres de mantenimiento de 12 Vcc. • Cintas aislantes, 23 y 33. • Multímetro digital. • Furgón de Mantenimiento. • Equipo de Inyección primaria de corriente. • Torquimetro.


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• Valdés plásticos. • Embudos plásticos. • Bomba de aceite de ½ Hp. • Mangueras • Valdés Plásticos • Embudos Plásticos • Bomba para aceite 7.2.1.2. Inspección de los componentes externos: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones realiza una inspección a los componentes externos y revisa el estado de los bushings, la pintura, el cable umbilical de control, tanque, etc. Si los encuentra en mal estado realiza los correctivos necesarios. 7.2.1.3. Desencubado del recloser: El oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones desencuba el recloser destornillando los tornillos que aseguran la cabeza al tanque y realiza una inspección de los componentes internos y del aceite. Verifica que el aceite presente un color transparente, libre de residuos y una rigidez dieléctrica de 30kV, en caso que no cumpla con estas condiciones procede a cambiarlo. 7.2.1.4. Limpieza del recloser: En caso de encontrar residuos de carbón, el Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones los retira empleando trapos limpios con aceite limpio para transformador. 7.2.1.5. Verificación del estado del mecanismo: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones determina el estado del mecanismo realizando pruebas de apertura y cierre mecánicamente empleando la palanca manual de cierre en T. 7.2.1.6. Verificación del estado de la bobina: El Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones revisa la bobina del solenoide de cierre y los fusibles, la bobina de cierre debe poseer un valor de resistencia de 230 ohmios aprox. y los fusibles deben estar cerrados. 7.2.1.7. Verificación del estado de los CTs: El Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones revisa el estado de los Cts de fase y tierra. Con la ayuda de un tester mide el valor de la resistencia de estos en el cable umbilical de control, K-L, M-N, P-R el cual muestra un valor de 12 ohmios, y U-V 4 ohmios. 7.2.1.8. Encubado del recloser: El Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones examina el estado de la bobina inductiva que carga los capacitores de disparo y mide la resistencia entre S-T, verificando que posea un valor de 5 ohmios. Una vez verifica el estado de la bobina, examina las botellas de vacío, puede presentarse el caso que no estén cerrando al darles la orden de mando. Si es necesario cambiar el aceite se lava con aceite dieléctrico las partes mecánicas y se llena el tanque con 20 galones del mismo. El Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones vuelve a encubar el recloser, atornillando en zigzag para realizar una presión uniforme al empaque. 7.2.1.9. Medida de Resistencia de los contactos: Esta se realiza con un microohmimtro con los contactos del interruptor cerrados y colocando las pinzas en la entrada y salida del recloser, el valor obtenido no debe exceder los 500 μΩ (micro ohmios).


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8. MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES

8.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA En nuestro sistema la transmisión de la energía se hace a valores altos de tensión 115 y 230 kv, con el fin de evitar grandes perdidas de energía, y la distribución a los usuarios se hace a valores de 13.8 y 34.5kv. Para bajar los niveles de tensión empleamos transformadores de potencia. 8.1.1. Descripción del Transformador: Se denomina transformador a un dispositivo electromagnético que permite aumentar o disminuir el voltaje y la intensidad de una corriente. Los componentes básicos de un transformador son: • La parte activa compuesta por su núcleo, arrollamientos y el material aislante, estos van inmersos en aceite

dentro de una cuba. • El Tanque de expansión; tiene la finalidad de compensar las variaciones del volumen de aceite, por

cambios de temperatura. • Los bujes de conexión, donde se conectan los cables de entrada y salida del transformador. • El sistema de enfriamiento; tiene la finalidad de transferir el calor desde la parte activa del transformador al

medio ambiente (radiadores, ventiladores, bombas, entre otros). • El sistema de regulación de tensión; comúnmente se conoce como cambiatomas, permite mantener

constante la tensión de salida del transformador, realizando cambios en su relación de transformación. • Gabinetes de control.

TRANSFORMADOR DE 34.5/13.8 kV Foto No. 35


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8.1.2. Mantenimiento del Transformador: 8.1.2.1. Preparación de los Materiales Requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el Oficial de Programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del recloser seleccionado. Los equipos y elementos requeridos son: • Llaves. • Destornillador. • Papel Absorbente. • Plásticos. • Aceite dieléctrico. • Alcohol. • Thinner. • Pintura. • Trapos. • Limpiador electrónico en aerosol. • Desplazador de humedad en aerosol. • Aceite Lubricante en aerosol. • Acuosol. • Escaleras. • Canecas vacías de 55 galones. • Bombas para aceite dieléctrico. • Torquimetro. • Mangueras. • Valdés plásticos. • Embudos plásticos. • Furgón de Mantenimiento. 8.1.2.2. Revisión del Nivel del Tanque de Expansión: El nivel del tanque de expansión comúnmente se encuentra en un nivel medio (la mayoría de transformadores traen marcado este nivel en 25°C). Si este se encuentra por debajo se debe nivelar a ese valor, y si se encuentra muy por encima se debe retirar el exceso de aceite 8.1.2.3. Corrección de Fugas: Debido a las vibraciones a las que están sometidos los transformadores se puede presentar un desajuste en el par de apriete, por lo cual se hace necesario ajustar nuevamente la tornillería en las partes donde se presentan fugas de aceite, luego empleando un desengrasante como el aQuasol retiramos el exceso de grasa. Los tornillos de los radiadores y la tapa de la cuba se debe ajustar a 90-95 Nm. 8.1.2.4. Lavado y Pintura del Transformador: Existen subestaciones donde la contaminación es excesiva lo que genera un deterioro de la pintura del transformador, si la pintura se encuentra levantada y oxidada se hace necesario retirarla, aplicar una capa anticorrosivo y luego si aplicar la pintura de acabado de color gris. 8.1.2.5. Revisión de los Bushings: Se revisa que los bujes del transformador este en buen estado (que no tengan grietas o fugas de aceite) y que los cables se encuentren con un correcto par de apriete de aproximadamente de 60 Nm (si este no es el correcto se puede presentar puntos calientes).


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8.1.2.6. Inspección de los Respiradores de Silica Gel: Estos dispositivos están hechos para eliminar la humedad y el polvo que entra al transformador. Generalmente este agente deshidratante es de color azul el cual cambia a color rosado cuando se humedece (si se encuentra de color rosado se debe cambiar). Si este agente deshidratante se humedece con aceite es por que hay demasiado aceite en el tanque de expansión. 8.1.2.7. Revisión de las protecciones: Se debe realizar una inspección visual de las protecciones (rele Buchholtz, el rele Hansen, el rele de Sobre presión, etc.) para detectar cualquier anomalía. Se debe revisar el buen funcionamiento del sistema de refrigeración (Ventiladores, bombas) y si se encuentra alguna anomalía informar al Coordinador de Mantenimiento de Protecciones. Si se encuentran ventiladores con ruido, esto es debido al desgaste o mal estado de las balineras y cojinetes. Se debe bajar el ventilador para cambiar estos elementos. 8.1.3. Mantenimiento al cambiatomas.

MANTENIMIENTO A CAMBIATOMAS Foto No. 36

8.1.3.1. Descripción del Cambiatomas: El cambiatomas se utiliza para realizar un cambio en la relación de transformación del transformador, logrando así poder mantener los valores de salida de tensión estables. Los cambiatomas están en constante operación generando degradación del aceite en el cual están sumergidos. 8.1.3.2. Realización del Mantenimiento: Cuando se realiza el mantenimiento a un cambiatomas lo primero que es extraer el cambiatomas (ver figura 35) luego se lava con aceite limpio el recipiente donde se aloja. Y lavamos el cambiatomas con aceite dieléctrico reciclado. Luego lo volvemos a introducir y llenamos el recipiente que aloja el cambia tomas con aceite dieléctrico en buenas condiciones. Se debe cambiar la empaquetadura para evitar fugas posteriores.


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9. MANTENIMIENTO A PARARRAYOS

9.1. PARARRAYOS DE 230kV, 115kV y 34, 5kV 9.1.1. Descripción del Pararrayos: Es un dispositivo destinado a descargar las sobretensiones producidas por descargas eléctricas atmosféricas, por maniobras o por otras causas que perforan el aislamiento, ocasionando interrupciones en el sistema eléctrico de potencia y en muchos casos desperfectos en los equipos tales como transformadores, interruptores, seccionadores, etc. PARARRAYOS EPÓXICO DE 230kV PARARRAYOS EN PORCELANA DE 34,5kV Foto No. 37 Foto No. 38 9.1.2. Mantenimiento de Pararrayos: 9.1.2.1. Preparación de los Materiales Requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento de los pararrayos. Los equipos y elementos requeridos son: • Destornilladores. • Papel Absorbente. • Plásticos • Alcohol


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• Pintura • Trapos. • Limpiador electrónico en aerosol. • Desplazador de humedad en aerosol. • Anillos equipotenciales (si es requerido) • Conectores de puesta a tierra. • Escaleras • Torquimetro • Medidor de fugas • Furgón de Mantenimiento 9.1.2.2. Limpieza de los Aisladores: Empleando alcohol etílico o propílico se retira el polvo y la suciedad de los discos aislantes cuando estos elementos se encuentran muy contaminados. Para los terminales se revisa la información de las termografías y se corrigen puntos calientes en el caso de su detección previa. También se revisa el ajuste de la conexión evitando que queden sueltos. 9.1.2.3. Pintura de las Partes Metálicas Superiores: Aquellas partes metálicas que vienen pintadas de fabrica son retocadas o pintadas nuevamente después de retirar la pintura deteriorada. 9.1.2.4. Revisión de los Anillos Equipotenciales: En el caso de los pararrayos que poseen este tipo de elemento constitutivo, se inspecciona que el anillo se encuentre en buenas condiciones de su geometría, y para el caso que se encuentre deformado o dañado en una alta proporción de su integridad, se debe reemplazar este elemento a fin de garantizar la operación correcta diseñada por el fabricante. 9.1.2.5. Revisión de la Puesta a Tierra: Para garantizar el funcionamiento correcto de los pararrayos, se debe revisar la puesta a tierra de los mismos, esto incluye la revisión del estado de todas las conexiones de su instalación, reduciendo al mínimo el número de conexiones hasta la unión con la malla de puesta a tierra. Las conexiones deterioradas deben ser reemplazadas y las sueltas ajustadas nuevamente, los bajantes deteriorados deben ser reemplazadas en su totalidad, sin incrementar el número de conexiones. Se debe medir la resistencia de puesta a tierra y si esta es superior a 5Ω, después de todas las verificaciones y ajustes, se debe informar al Profesional de Mantenimiento de Subestaciones, para su evaluación y programación de corrección de la puesta a tierra a un valor inferior. 9.1.2.6. Puntos calientes: Se corrigen los puntos calientes si en una termografía realizada fueron detectados, esto se hace soltando la conexión y verificando que no exista sulfatación o fundición del los materiales debido al calor generado por la conexión floja, después se limpia lijando o cepillando, de ser necesario se cambian los conectores y tornillos. Una vez realizado lo anterior se ajustan aplicando un torque aproximado de 60 Nm.


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10. MANTENIMIENTO AL BANCO DE BATERIAS

10.1. DESCRIPCION DEL BANCO DE BATERIAS: Es un equipo de uso generalizado en las subestaciones, ya que su función es garantizar la operación de los sistemas de protección, de mando y de señalización de la subestación cuando se presenta un corte de energía. Normalmente los equipos de protección (reles) trabajan a 125 voltios corriente continua, esta tensión es suministrada por el cargador de baterías, que es un equipo rectificador encargado de convertir la tensión de alterna en tensión continua, además de mantener la carga de las baterías para que estas entren en el momento que la tensión de alterna que alimenta el cargador falle. 10.2. CONSTITUCION DE LA BATERIA: Cada una de las baterías componentes de un banco, esta compuesta de cinco elementos: • Un recipiente: encargado de albergar en su interior el conjunto de placas y separadores, así como de

almacenar el electrolito. • Placas: Las placas son los elementos más importantes de las baterías, tienen como objeto almacenar la

materia activa que se produce al convertir la energía eléctrica a energía química. • El color marrón oscuro permite identificar las placas positivas, mientras que las placas negativas presentan

una coloración gris. La sulfatación se produce únicamente sobre las placas negativas, cuando ocurre este fenómeno la placa se decolora y adquiere un color blanquecino que permite apreciar su deterioro total o parcial.

• Separadores: Tiene la función de evitar que se produzcan corto circuitos entre las placas. • Electrolito: Permite que se produzca la transformación en materia activa del elemento que compone la

batería. • Conexiones: La tensión de un acumulador es aproximadamente 2.1 o 2.2 voltios, por lo cual se hace

necesario colocar en serie los bornes de varias celdas hasta obtener valores de 125 voltios, con el cual trabajan los equipos. Para esto se utilizan cables o platinas de cobre que van colocadas entre los terminales positivo y el negativo de cada batería.

BANCO DE BATERIAS CONEXIONES ENTRE CELDAS DEL Foto No 39 BANCO DE BATERIAS

Foto No 40


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10.3. MANTENIMIENTO DE BATERIAS:

MANTENIMIENTO AL BANCO DE BATERIAS FOTO No. 41 10.3.1. Preparación de los Materiales Requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del banco de baterias. Los equipos y elementos requeridos son: • 5 galones de agua destilada. • Densímetro. • Aplicador de agua destilada. • Multimetro. • Mascarilla para gases. • Guantes de nitrilo. • Delantal o peto. • Llaves milimétricas. • Cepillo de acero. • Bicarbonato. • Manguera para agua. • Grasa para contactos. • Gafas transparentes.


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10.3.2. Recomendaciones a considerar antes realizar el mantenimiento: Antes de realizar el mantenimiento de un banco de baterías la persona que lo a ejecute debe contar con todos los elementos de seguridad necesarios y tener en cuenta loas siguientes recomendaciones. • Se abre la cuchilla o bracker antes de iniciar el mantenimiento. • Debe evitarse realizar puentes entre los bornes de una misma batería. • No colocar herramientas sobre el banco de baterías. • Se debe evitar el contacto con el electrolito de la piel y los ojos, en caso de ocurrir debe lavarse con

abundante agua. • Si es necesario cambiar una batería la que se retire no puede ser tirada a la basura, esta debe almacenarse

para posteriormente ser entregada a personas que manejen desechos industriales. 10.3.3. Revisión del estado de los recipientes de las baterías: Se verifica que no se encuentre ninguno de los recipientes de las baterías partidos, si alguno de estos esta en mal estado se procede a cambiarlo. 10.3.4. Limpieza y Revisión del grado de sulfatación de las baterías: El Técnico Electromecánico de Mantenimiento se encarga de revisar los bornes de las baterías con el fin de verificar el grado de sulfatación. Empleando un cepillo de bronce retira la sulfatación.de las baterías. 10.3.5. Revisión del nivel del electrolito: Las baterías traen identificado el nivel alto y bajo, si se encuentra por debajo de este nivel bajo se le adiciona electrolito hasta que llegue al nivel medio. En caso contrario se le retira electrolito hasta llegar al nivel medio. 10.3.6. Revisión de la densidad del electrolito: Utilizando un densímetro para medir el electrolito medimos es peso especifico de este, si este se encuentra por debajo de 1.110 Kg/cm3, nos indica que la batería se encuentra a totalmente descargada y se debe cambiar. 10.3.7. Revisión de la tensión de las baterías: Las celdas de las baterías tienen una tensión promedio de 2.1 y 2.2 Voltios, si se encuentra por debajo de 1.6 voltios indica que la batería esta en malas condiciones y es necesario reemplazarla. Por ultimo se debe comprobar que la tensión que arroja el banco de baterías en total sea de 125 voltios. 10.3.8. Revisión del extractor: Si el recinto en donde se encuentra el banco de baterías tiene extractores, se debe verificar el funcionamiento si se encuentran con ruido, esto es debido al desgaste o mal estado de las balineras y cojinetes. Se debe bajar el extractor para cambiar estos elementos.


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11. MANTENIMIENTO A CTs Y PTs (TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y POTENCIAL)

LOS CTs Y PTs son transformadores empleados para medida, su función es la de reducir a valores no peligrosos y normalizados las corrientes y tensiones en una subestación, con el fin de alimentar instrumentos de medición y protección. 11.1. DESCRIPCIÓN DE LOS CTs: Un transformador de corriente esta compuesto por dos devanados, el primario que consta de una o varias espiras que se conectan en serie con el circuito cuya intensidad se desea medir. El secundario alimenta los circuitos de uno o varios aparatos de medida o protección conectados en serie. Los valores normalizados de corriente en el secundario son de 1 y 5 amperios, dependiendo de la aplicación que se le desee aplicar. 11.2. DESCRIPCION DEL PTs: Un transformador de potencial esta compuesto por dos devanados, el primario es conectado directamente a la fase que se va a medir. El secundario se conecta a los circuitos de tensión de uno o varios aparatos de medida o protección conectados en paralelo. 11.3. MANTENIMIENTO DE CTs y PTs:

MANTENIMIENTO CT MANTENIMIENTO PT

Foto No. 42 Foto No. 43

11.3.1. Preparación de los materiales requeridos: El Profesional Asistente de Mantenimiento de Subestaciones, el Asistente Técnico, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización de los CT’s y PT’s. Los equipos y elementos requeridos son:

• Llaves. • Destornillador. • Papel Absorbente.


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• Aceite dieléctrico. • Arnes. • Alcohol. • Thinner. • Pintura. • Trapos. • Limpiador electrónico en aerosol. • Desplazador de humedad en aerosol. • Aquasol. • Escaleras. • Torquimetro. • Valdés plásticos. • Embudos plásticos. • Furgón de Mantenimiento. 11.3.2. Revisión del nivel de aceite: El Técnico Electromecánico de mantenimiento de Subestaciones revisa el nivel de aceite y en el caso de encontrar fugas se deben corregir y verificar que el nivel no se encuentre por debajo del nivel mínimo (si tiene aceite como medio de aislamiento).

11.3.3. Limpieza del aislamiento exterior: Realizar limpieza de los aisladores de porcelana utilizando un trapo y alcohol. 11.3.4. Revisión de ajuste de conexiones: Revisar que las conexiones a los terminales de salida del devanado primario y secundario se encuentren en buen estado y bien ajustadas. Verificar que todos los tornillos estén ajustados a 45 Nm. 11.3.5. Revisión de la pintura exterior: Comúnmente se encuentran pintados de color rojo en su cabezote y de color gris en su base, si se encuentra esta pintura deteriorada se recomienda volverlos a pintar.

PINTURA CABEZOTE Y BASE DE UN CT

Foto No. 44


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12. MANTENIMIENTO DE PLANTA DE EMERGENCIA

En algunas subestaciones existen plantas de emergencia con el fin de suministrar energía eléctrica cuando el circuito de servicio auxiliar no pueda hacerlo por avería o por suspensión de energía en la red; momento en el cual la planta opere automáticamente alimentando el cargador de baterías y algunos circuitos esenciales de alumbrado.

12.1. Preparación de los Materiales Requeridos: El Asistente Técnico de Mantenimiento de Subestaciones, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el Oficial de programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del banco de baterías. Los equipos y elementos requeridos son: • Agua o refrigerante. • Multimetro. • Valdés plásticos • Embudos plásticos. • Llaves milimétricas. • Cepillo de acero. • Manguera para agua. • Grasa para contactos. • Aceite para motor. • Trapos. • Papel absorbente. 12.2. Chequeo de arranque: Dado que las plantas operan en forma esporádica, la tarea principal que se debe realizar es una periódica operación de chequeo semanal. Esta función es realizada por el operador de la subestación. 12.3. Revisión de niveles de aceite: Se debe verificar el nivel de aceite del motor a combustión, constatando que no este por debajo de lo ideal mostrado en el indicador. 12.4. Nivel de refrigerante del motor: Si el motor cuenta con radiador, se verifica que no exista ninguna fuga y que el refrigerante se encuentre en el nivel indicado en el depósito que muestre la planta. 12.5. Limpieza general de la planta: Se debe limpiar el polvo acumulado, telarañas y rastros viejos de fugas de aceite o combustibles. Si la planta tiene filtros purficadores de aire estos se sacuden suavemente pero no se soplan con compresor, si tienen demaciado sucio deben cambiarse.


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13. MANTENIMIENTO DE SECCIONALIZADORES EN ACEITE DE 13,8 KV

Los seccionalizadores son equipos eléctricos que pueden operar con carga, asociado con un recloser o un interruptor, no está diseñado para interrumpir o cerrar con corrientes de fallas y de acuerdo a su disposición sobre la red puede permitir seccionamientos, precisando que estos solo existen en niveles de tensión de 13,2/34,5 kV y que su operación puede ser manual o remota.

13.1. Preparación de los materiales requeridos: El Profesional Asistente de Mantenimiento de Subestaciones, el Asistente Técnico, el Oficial de Redes y el Técnico Electromecánico de Mantenimiento de Subestaciones en coordinación con el Oficial de Programación preparan los equipos y elementos necesarios para la realización del mantenimiento del recloser seleccionado. Los equipos y elementos requeridos son: • Llaves milimétricas. • Destornilladores. • Brocha de 2 pulgadas. • Alcohol impotable 95°. • Papel Absorbente. • Trapos. • Aceite dieléctrico. • Limpiador electrónico en aerosol. • Desplazador de humedad en aerosol. • Aceite Lubricante en aerosol. • Microohmimetro de corriente continua, 120 c.a. • Cintas aislantes, 23 y 33. • Multímetro digital. • Furgón de Mantenimiento. • Equipo de Inyección primaria de corriente. • Torquimetro.


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Seccionalizador Macgraw Edison modelo GN3E Foto No. 45

13.2. Inspección de los componentes externos: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones realiza una inspección a los componentes externos y revisa el estado de los bushings, la pintura, palancas de operación. Si los encuentra en mal estado realiza los correctivos necesarios. 13.3. Desencubado del seccionalizador: El oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones desencuba el seccionalizador destornillando los tornillos que aseguran la tapa superior al tanque y realiza una inspección de los componentes internos y del aceite. Verifica que el aceite presente un color transparente, libre de residuos y una rigidez dieléctrica de 30kV, en caso que no cumpla con estas condiciones procede a cambiarlo. 13.4. Limpieza del seccionalizador: En caso de encontrar residuos de carbón, el Oficial de Redes de Mantenimiento de Subestaciones los retira empleando trapos limpios con aceite limpio para transformador. 13.5. Verificación del estado del mecanismo: El Oficial de redes de Mantenimiento de Subestaciones determina el estado del mecanismo realizando pruebas de apertura y cierre mecánicamente accionando la palanca. 13.6. Medida de Resistencia de los contactos: Esta se realiza con un microohmimtro con los contactos del interruptor cerrados y colocando las pinzas en la entrada y salida del recloser, el valor obtenido no debe exceder los 500 μΩ (micro ohmios).


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13.7. Limpieza del control: El control se limpia usando desplazadores de humedad y limpiadores electrónicos, también se verifica que la tarjeta electrónico se encuentre dañada. 13.8. Inyección de corriente: Se inyecta corriente a través de los bornes de entrada, (dependiendo del ajuste que tenga el control), y se verifica la apertura.

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