Seminario Mantenimiento Subestaciones Corregido

ELECTRICARIBE ELECTROCOSTA ENERGIA EMPRESARIAL DE LA COSTA

MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE SUBESTACIONES

Comprometidos con la seguridadde sus trabajadores y equipos .


AGENDA

1- Introducción.2- Revisión del Sistema de Puesta a Tierra.3- Inspección Termográfica.4- Mantenimiento de Transformadores.5- Pruebas de Campo a Interruptores.


INTRODUCCIÓN

Parte importante de la seguridad en las instalaciones eléctricas, tanto

para los equipos, como para el personal que opera y mantiene esos

mismos equipos y, en general, para cualquier persona que pueda

llegar a estar en contacto o en las cercanías de los equipos y las

instalaciones donde existen alimentaciones con energía eléctrica, está

centrada en el grado de mantenimiento que se da a esas mismas

instalaciones.

Es el propósito de este seminario, recordar algunos aspectos que

deben tenerse en cuenta en la planeación, presupuesto y ejecución de

las tareas de mantenimiento en una planta industrial, una instalación

comercial, e incluso, en un grupo habitacional.

La idea es compartir algunas experiencias y crear inquietud sobre la

importancia de efectuar un mantenimiento adecuado y oportuno a los

equipos e instalaciones que utilizan energía eléctrica.


REVISIÓN DEL SPT


RETIE Artículo 15:

Objetivos del Sistema de Puesta a Tierra:•La seguridad de las personas,

•La protección de las instalaciones y

•La compatibilidad electromagnética.

Las funciones de un sistema de puesta a tierra son:• Garantizar condiciones de seguridad a los seres vivos.

• Permitir a los equipos de protección despejar rápidamente las fallas.

• Servir de referencia al sistema eléctrico.

• Conducir y disipar las corrientes de falla con suficiente capacidad.

• Transmitir señales de RF en onda media.

IMPORTANCIA DE LA PUESTA A TIERRA


MEDICIONES EN LOS SPT

Las tierras al igual que los demás sistemas y equipos eléctricos sufren deterioro con el transcurso del tiempo. Por ello se requieren mediciones que permitan verificar que sus características físicas y eléctricas se mantienen constantes, o a su vez, en un estado que brinde seguridad a las personas, equipos y al medio ambiente ante situaciones de falla. Las principales mediciones son:

• Medición de resistencia de puesta a tierra.

• Medición de equipotencialidad.

• Medición de corrientes circulantes.


MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

Método Tradicional: Este método consiste en realizar la medida de tierras con un equipo de inyección de Corrientes Débiles. Generalmente se utiliza un TELURÓMETRO.

Desventajas de este método:1. Cuando se realizan mediciones en instalaciones de AT

aparecen perturbaciones debidas a corrientes parásitas y la medida puede verse afectada por estas corrientes erráticas.

2. Corrientes de inyección débiles.3. Es difícil acertar con el Punto de Potencial Cero (PP0).

d0,5.d

EtExV

Ec

I

0,62*d


MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRACIRCUITO DE INYECCIÓN.

A

V

Servicio Auxiliar 110 / 220

D

Subestación a Medir

Distancia >= 2,5 D

MallaSubestación

Cable Encauchetado de Ø > 16 mm2 de Sección

Malla Auxiliar

Equipo de Inyección

R S T N


MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRACaracterísticas principales:

1. Se realizan tres medidas en cada punto; una inyectando intensidad en un sentido (V+), otra invirtiendo el sentido de la intensidad (V-) y una tercera sin inyección (V0). Con los valores obtenidos y aplicando la siguiente fórmula se elimina el error introducido por la perturbación :

2. Altas corrientes de Inyección (1 % la intensidad para la cual ha sido diseñada la instalación y nunca menos de 50 A). Para evitar medidas falseadas.

3. La medida se realiza en dirección contraría a la malla auxiliar, lo que facilita la localización del Punto de Potencial Cero.

20

22

2V

VVV


MEDIDA DE EQUIPOTENCIALIDAD DE LA RED DE TIERRAS

El objetivo es comprobar el estado de la red de tierra enterrada y la equipotencialidad de ésta con todos los elementos de la instalación que están conectados a la misma.

Se trata de evitar que al ocurrir una falla existan partes de la Red de tierra que posean diferentes potenciales.El método utilizado para medir resistencias es el “de los cuatro hilos” con cable apantallado para que no tengan influencia la resistencia de los conductores utilizados para la medición, ni la inducción sobre los mismos. Se efectúan mediciones entre un punto central de la subestación y todos los puntos de la red enterrada que salgan a la superficie.


MEDIDA DE EQUIPOTENCIALIDAD DE LA RED DE TIERRAS

El equipo utilizado es un Medidor de Resistencia de bajo valor (micro- ohmímetro) con una corriente de ensayo de hasta 20 A.

Para que los resultados sean fácilmente interpretables, los valores anormales de la continuidad se darán en sección de cobre equivalente, empleando la fórmula siguiente:


MEDIDA DE CORRIENTES CIRCULANTES

• Los sitemas de puesta a tierra no deben transportar corriente en condiciones normales de operación, porque el potencial entre los diferentes puntos puestos a tierra sería diferente a causa de la caída de tensión ocasionada por la corriente a través de la resistencia propia de los conductores.

• Cuando existe corriente en los conductores de puesta a tierra, en condiciones normales de operación, se ponen en riesgo tanto las personas que operan los equipos, como los dispositivos mismos, que no toleran diferencias de tensión entre neutro y tierra.

• Las corrientes en los conductores de puesta a tierra se deben, en la mayoría de los casos a múltiples conexiones entre neutros y tierras, que es una práctica corriente pero inadecuada.

• Esto se detecta ubicando una pinza amperimétrica en los conductores que ponen a tierra los tableros de distribución y los centros de carga.


MEDIDA DE CORRIENTES CIRCULANTES


DIAGNÓSTICO DE UN SPT

Diez añosRevisión de conexiones al electrodo

Actividades propias de cada año

Un año

Revisión y Ajustes (Inspección Visual)

Medición de Equipotencialidad

Medición de Resistencia de Puesta a Tierra

Tensiones peligrosas

Cinco años

Medición de Resistencia de cada subsistema de puesta a tierra

Medición de Equipotencialidad en cada subsistema de puesta a tierra

Medición de Resisencia de todo el SPT interconectado

Veinte años

Diagnóstico Completo

Evaluación

Rediseñar

Proyectar acciones correctivas


INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA



QUÉ ESLa Termografía Infrarroja es una de las nuevas herramientas del Mantenimiento Predictivo que permite ver los patrones térmicos invisibles correspondientes a la radiación térmica emitida por un cuerpo, casi de la misma forma como una cámara de vídeo convierte la luz en una imagen de televisión.

OBJETIVO

El objetivo principal del informe, es entregar una herramienta con alto soporte técnico que sirva de apoyo en la planeación del mantenimiento, mostrando de una manera metódica los problemas o fallas potenciales de sus sistemas electromecánicos, encontrados en una ruta de inspección programada con antelación.

37.5°C

120.0°C

40

60

80

100

120

SP01

SP02

SP03 SP04

LI01


INSPECIÓN TERMOGRÁFICA

CONCEPTOS BÁSICOS TEORÍA INFRARROJA

La existencia de una parte del espectro electromagnético (infrarrojo) fue descubierto en 1800 por WILLIAM HERSCHEL (Inglaterra). Durante la búsqueda de nuevos filtros ópticos para uso en telescopios para la observación de fenómenos solares.

Herschel notaba que algunas muestras de vidrio coloreado, daban una reducción de brillo similar, pasando una pequeña cantidad de calor solar mientras que otras pasaban más calor ocasionando riesgo de daño en los ojos después de unos pocos segundos de observación.

Herschel organizó una serie de experimentos usando prismas y termómetros de mercurio para determinar cuál color del espectro ocasionaba el más grande efecto de calentamiento.

Él notó que cuando el termómetro era movido desde el color violeta al rojo del espectro, el efecto del calentamiento se incrementaba, él continuo moviendo el termómetro pasando al final del rojo visible y observaba más calentamiento. Este descubrimiento se conoce hoy día como INFRARROJO.



El Infrarrojo es una forma de energía electromagnética; las otras formas son luz visible, ultravioleta, rayos gamma y microondas. Estos tipos de energía se diferencian por la longitud de onda. Por convención, el micrón es usado como una medida de longitud de onda.

Un micrón equivale a una millonésima parte de un metro.

En la Fig. se muestra que la luz visible se encuentra aproximadamente entre 0,4 y 7 micrones, el infrarrojo está en la región de longitud de onda entre 2 y 15 µm.

El sistema infrarrojo se ha desarrollado para medir temperatura sin contacto, la cantidad de radiación infrarroja emitida por un cuerpo puede ser medida.

RAYOS X VISIBLE MICROONDAS

ULTRAVIOLETA INFRARROJO ONDAS DE RADIO

10nm 1m 1mm 1m 1Km

15 m2m

0.45 m 0.75 m



Se ha encontrado la relación existente entre la temperatura de un objeto y su cantidad de energía radiada, la temperatura del objeto puede ser correctamente determinada por la cantidad de energía radiada.

32.1°C

58.0°C

35

40

45

50

55

SP01 SP02

SP03

SP04

LI01



Por qué realizarlas

•Pueden reducirse sustancialmente los costos de reparación porque se gana en habilidad para medir las reparaciones y reemplazos antes de la ocurrencia de un daño, el valor total que implica una parada se reduce.

•Se prolonga la vida útil de los equipos porque se localizan con exactitud las componentes de falla minimizando el peligro de que sea necesario el reemplazo de la totalidad de las partes del sistema.

•Las fallas catastróficas pueden ser advertidas, pueden identificarse las áreas específicas que requieren reparación, esto elimina la necesidad de parar un sistema completo.

•Puede lograrse ahorro de energía por la identificación de componentes ineficientes en el sistema, permitiendo planear la reparación o reemplazo de ellos.

•Puede incrementarse aún más la eficiencia, verificando todas las reparaciones después de que ellas han entrado en operación, asegurándose así que fueron ejecutadas apropiadamente.

•La administración del riesgo se beneficia con la prevención de accidentes e incendios catastróficos, derivados de problemas en sistemas eléctricos y mecánicos.



ACCSESORIOS PARA REALIZAR INSPECCIONES TERMOGRÁFICAS

• Las cámaras de imágenes infrarrojas son similares en sus lentes, típicamente fabricados de germanio o cuarzo, enfocan la radiación sobre un detector sensible a longitudes de onda infrarrojas. El detector responde produciendo pequeñas señales eléctricas que cuando se amplifican, producen una imagen electrónica correspondiente a la localización e intensidad de la radiación infrarroja que éste ve.

CÁMARAS TERMOGRÁFICAS

SOFTWARE Y ACCESORIOS



CRITERIO DE ANÁLISIS PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS

Para evaluar la severidad de una falla, utilizamos el criterio de delta de temperatura.

Se determina la diferencia de temperatura entre el punto que presenta la falla y un punto de referencia.

Esta referencia presenta típicamente la temperatura ambiente o es un equipo que está trabajando en las mismas condiciones del equipo comparado.

-5.4°C

166.1°C

0

50

100

150

SP01SP02

SP03

SP04

LI01



Un criterio muy importante para evaluar y clasificar el delta de temperatura resultante, es el establecido por el insfraspection Institute, que se basa en la experiencia.

ALTA TENSIÓN

Equipos de Transmisión y Distribución (Tensión superior a 1 kV)

EXCESO DE TEMPERATURA CRITICIDAD DE LA FALLA(Sobre la referencia o ambiente) (Según Exceso de Temperatura)

0 a 10° C INCIPIENTELos correctivos deben ser efectuados en el próximo programa de mantenimiento

10 a 20° C PRONUNCIADAEl equipo debe colocarse en observación y los correctivos deben ser efectuados cuando el programa lo permita

20 a 40° C SEVERALos correctivos deben ser efectuados tan pronto como sea posible

Mayor de 40° C CRÍTICALos correctivos deben ser efectuados inmediatamente

OBSERVACIONES



BAJ A TENSIÓN

Equipos de Distribución y Control (Tensión inferior a 1 kV)

EXCESO DE TEMPERATURA CRITICIDAD DE LA FALLA(Sobre la referencia o ambiente) (Según Exceso de Temperatura)

0 a 10° C INCIPIENTELos correctivos deben ser efectuados en el próximo programa de mantenimiento

10 a 20° C PRONUNCIADAEl equipo debe colocarse en observación y los correctivos deben ser efectuados cuando el programa lo permita

20 a 30° C SEVERALos correctivos deben ser efectuados tan pronto como sea posible

Mayor de 30° C CRÍTICALos correctivos deben ser efectuados inmediatamente

OBSERVACIONES



FACTORES QUE INLUYEN EN UNA INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA

•CARGAEl efecto del calentamiento cuando se presenta una falla, incrementa en términos generales con el valor de la carga elevada al cuadrado. Se ha demostrado que el exceso de temperatura en un componente, aumenta linealmente con el efecto desarrollado.

Ejemplo:Se encontró un sobrecalentamiento de 10° C (falla pronunciada) en una conexión, cuando el circuito se encontraba cargado a un 40%. Al incrementarse la corriente de carga a un 60%,

La temperatura del componente aumentaría así:

Lo cual sería una falla severa.

veces25,240

602

C 22,5C1025,2



•ATENUACIÓN ATMOSFÉRICA

La atmósfera no es completamente transparente a la radiación infrarroja. Hay información que puede ser atenuada al pasar a través de ella. También puede emitirse radiación en la atmósfera. Por lo tanto, existen unos factores de corrección que dependerán de una serie de parámetros, tales como la distancia al objeto, la humedad relativa (H2O), la temperatura del aire en grados Centígrados, Fahrenheit o Kelvin, dependiendo del tipo de equipo.

•EMISIVIDAD

Como no todos los cuerpos cuando aumentan su temperatura pueden radiar energía en la misma forma, ésta dependerá del tipo de material. Muchos elementos tienen buena capacidad de reflexión, como son las superficies de material brillante y se pueden reflejar brillos que seguramente se mostrarían como puntos calientes. Un cuerpo con diferentes emisividades puede lucir como si estuviese sobrecalentado en varios puntos, a este efecto debe tenerse cuidado porque mientras la emisividad sea menor, la reflectividad aumenta. A menudo es muy obvio donde el objeto ha sido pulido o limpiado últimamente. Estos brillos también pueden ser producidos por el sol, bombillos u otros elementos calientes que se encuentren en los alrededores. A estos engañosos puntos se les mira desde diferentes ángulos y alturas con el equipo, para certificar si son producidos por algún reflejo.



•VELOCIDAD DEL VIENTOEl efecto refrigerante producido por la velocidad del viento, es uno de los factores a tener en cuenta en un análisis termográfico.



APLICACIONES EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS

En los sistemas eléctricos una inspección permite identificar los problemas causados por las relaciones corriente/resistencia, las fallas son causadas usualmente por conexiones sueltas o deterioradas, cortocircuitos, sobrecargas, cargas desequilibradas, componentes que se han instalado de forma inapropiada o falla del componente en sí.

SUBESTACIONES ELECTRICAS

Transformadores de potencia, seccionadores, interruptores, barrajes, aisladores, bancos de baterías, tableros de control de los equipos, etc.



IMAGEN REAL

42.3°C

139.9°C

60

80

100

120

SP01SP02

SP03 SP04LI01

IMAGEN TÉRMICA

ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA



ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN CCM



ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN INTERRUPTORES

IMAGEN REAL

38.9°C

79.0°C

40

50

60

70

SP01SP02 SP03

SP04

LI01

IMAGEN TÉRMICA



ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN FUSIBLES



ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

IMAGEN REAL IMAGEN TÉRMICA



ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN BARRAJES



ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN SECCIONADORES



2 – 3Inspecciones

al año

Plantas con trabajo pesado Plantas químicas Molinos papeleros CementerasIngenios azucareros Siderúrgicas Refinadoras.

Frecuencia de

inspección ideal

Aquella en la cual se pueda tener cero tiempo perdido por paradas eléctricas imprevistas.

Las inspecciones industriales deben ser realizadas al menos una vez al año así se optimiza el retorno de la inversión.


MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES


MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.

NFPA 70B [1998] Capítulo 2-1.1

“El deterioro de un equipo eléctrico es normal, sin embargo, una falla NO es inevitable. Desde que un equipo es instalado y puesto en operación, un proceso de deterioro normal dará inicio. No vigilar este proceso de deterioro puede provocar un mal funcionamiento y/o la falla del equipo.



Para poder mantener un óptimo rendimiento de los transformadores es recomendable realizar las diferentes prácticas de mantenimiento predictivo y preventivo, las cuales son pruebas e inspecciones que se realizan durante la operación normal del equipo, con la finalidad de detectar anomalías y evitar fallas. Algunas de las diferentes pruebas son:

•Pruebas Fisicoquímicas.

•Pruebas Cromatográficas.

•Contenidos de Furanos.

•Contenidos de PCB’s.

•Pruebas eléctricas.

•Análisis Termográficos.

•Análisis de la calidad de energía.

•Análisis de tendencias.


El control de la calidad de los fluidos aislantes para transformadores, es un factor determinante para el buen funcionamiento. Es importante efectuar este control, debido a que los aceites aislantes en servicio sufren en forma progresiva una degradación y un envejecimiento, haciéndolos inadecuados para las condiciones de trabajo que deben soportar.

Causas de deterioro.

•El aceite aislante está en contacto con el aire, viéndose sometido por tanto a reacciones de oxidación que son aceleradas por las temperaturas elevadas de trabajo, la presencia de metales y de compuestos órgano-metálicos que se comportan como activadores de la oxidación.

•Pueden aparecer en el aceite otros agentes contaminantes como son agua, partículas sólidas y productos polares solubles que alteran sus propiedades.


Pruebas Físico-Químicas.



Pruebas Físico-Químicas

CONTENIDO DE HUMEDAD

Es una medida directa de la cantidad de agua disuelta en el aceite en miligramos de agua por kilogramo de aceite (ppm partes por millón)Se efectúa de acuerdo a la norma ASTM D1533 por el método de la reacción de Karl Fisher Coulométrico.

Los siguientes valores son considerados como representativos para aceites en servicio. •40 ppm equipos con tensiones hasta 72,5 kV•35 ppm equipos con tensiones mayores a 72,5 kV y menores a 242 kV•25 ppm equipos con tensiones mayores 242 kV• contenidos de humedad > 50 ppm indican la necesidad de realizar un tratamiento del aceite para remover inmediatamente la humedad y disminuir la impregnación de la parte activa.




Es una medida de la resistencia que el aceite aislante presenta al choque eléctrico, es el indicado para evidenciar la presencia de agentes contaminantes como agua fibras celulósicas húmedas, partículas metálicas conductoras en el aceite.

Se adoptan como criterio lo siguiente (ASTM D877)

•25 kV mínimo para equipos con tensiones hasta 72,5 kV

•30 kV mínimo para equipos con tensiones mayores a 72,5 y < a 242 kV.

RIGIDEZ DIELÉCTRICA




El color puede aportar información valiosa sobre el tipo de fracciones de petróleo que se usaron para la producción del aceite dieléctrico, por ejemplo, las fracciones en las que predominan los hidrocarburos parafínicos e isoparafínicas son blancas y transparentes, mientras que las nafténicasvarían de amarillo claro a amarillo verdoso.

El color en un aceite usado puede usarse como una indicación del grado de deterioro en el que se encuentra, sin embargo, esta prueba siempre debe estar acompañada de otras que ayuden a dar mayor claridad acerca del deterioro del aceite.

COLOR




Es la medida del total de los compuestos ácidos presentes en el aceite aislante.

La acidez de una muestra del aceite se relaciona con el deterioro de la muestra.

El aceite mineral aislante es esencialmente un hidrocarburo saturado no polar; sin embargo, cuando la muestra experimenta la degradación por oxidación hay ácidos carboxílicos formados.

La presencia de estos materiales ácidos se puede determinar cuantitativamente por un procedimiento llamado titulación.

La cantidad de una base estandardizada que sea necesaria para neutralizar los materiales ácidos presentes en una cantidad conocida de una muestra del aceite .

El resultado se refiere como la acidez o el número de la neutralización de la muestra y está señalado en los términos de los miligramos de hidróxido de potasio por el gramo de la muestra del aceite.

ÍNDICE DE NEUTRALIZACIÓN (NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN)




La IEEE (Std C57.106-1991) recomienda los valores expresados en la tabla siguiente:

TIPO DE ACEITE / UNIDAD NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓNEmbarques de aceites nuevos recibidos de la refinería

Máximo 0,03 mg de KOH / g de Aceite

Aceites nuevos para unidades de más de 345 kV

Máximo 0,03 mg de KOH / g de Aceite

Límites para uso continuoMenor o igual a 69 kV Máximo 0,2 mg de KOH / g de AceiteEntre 69 y 288 kV Máximo 0,2 mg de KOH / g de AceiteMayor a 345 kV Máximo 0,1 mg de KOH / g de AceiteLímites para aceites a ser regenradosGrupo II Máximo 0,2 mg de KOH / g de AceiteGrupo III Máximo 0,5 mg de KOH / g de AceiteAceite nuevo para interruptores Máximo 0,03 mg de KOH / g de Aceite




FACTOR DE POTENCIA (FACTOR DE PÉRDIDAS)

Es una medida de la tangente del ángulo de fase (o coseno de su complemento) entre la tensión y la corriente al aplicar un diferencia de potencial predeterminada a dos electrodos entre los que se encuentra líquido aislante.

Este ensayo es sensible a la presencia de compuestos polares y aún polarizables por la acción de un campo magnético, o sea, productos de oxidación y partículas.

Un factor de potencia de un aceite nuevo en buenas condiciones debe estar por debajo de 0,05% @ 25° C. En aceites usados un factor de potencia hasta 0,5% @ 25 ° C es considerado admisible, valores entre 0,5% y 2% @ 25 °C debe ser analizado detalladamente para determinar las causas de esta elevación.




TENSIÓN INTERFACIAL

Es la medida de una fuerza necesaria para que un anillo plano (platino de Iridio) rompa la interfase formada entre el agua y el aceite.

Una disminución en la tensión interfacial indica la presencia de compuestos polares originados de la descomposición del aislamiento sólido y de productos del deterioro del aceite.

Para aceites nuevos se deben encontrar valores de TI por encima de 40 mN/m (miliNewtons por metro) o D/cm (Dinas por centímetro).

Para aceites en operación valores por debajo de 20 mN/m deben ser tenidos en cuenta para monitorear con otros ensayos.



Predicen el estado de la parte activa del transformador, por medio de la determinación del contenido de gases producidos por condiciones anormales de operación del transformador.

Se analizan gases como:

•Hidrógeno•Metano•Monóxido de Carbono•Dióxido de Carbono•Acetileno•Etileno, entre otros.

Pruebas Cromatográficas de gases disueltos en aceites dieléctricos.



Prueba de contenido de Furanos

La degradación de los materiales compuestos por celulosa (papel) conduce a la formación de gran variedad de compuestos como azúcar y derivados de Furanos.

Los derivados de los Furanos permanecen en su mayoría adsorbidos en el papel, sin embargo, una pequeña cantidad es soluble en el aceite. La presencia de estos compuestos en el aceite puede ser usada como una herramienta de diagnóstico para los equipos en servicio y como información suplementaria al análisis de gases disueltos (Cromatografía de Gases).

Los furanos cuyo nombre genérico es policloro-dibenzofuranos (PCDF) son un grupo de 135 compuestos de estructura y efectos similares a las dioxinas y cuyas fuentes de generación son la misma. Se considera que estos compuestos son los contaminantes principales de los policlorobifenilos (PCB). Cuando se hace referencia a las dioxinas y compuestos similares en los textos de divulgación se incluye también a los furanos y PCB.



ASKARELES

Son productos sintéticos producidos por la mezcla de Bifenilos policlorados (PCB´s) y triclorobenceno (TCB) en una proporción de 40 y 60% de cada componente. Presentan gran estabilidad térmica y química, no se inflaman a temperaturas inferiores a 1200 °C a presión normal, no son Biodegradables y son atacados por pocos productos químicos.

Presentan buenas características aislantes y son incompatibles con algunos materiales de los transformadores como empaques , barnices y pinturas.

Su uso está prohibido desde la década de los 70

Prueba de contenido de PCB´s



1. Nivel de aislamiento.

2. Relación de

transformación.

3. Resistencia de devanados.

4. Curva de saturación.

5. Medición de pérdidas.

6. Factor de potencia.

Pruebas eléctricas



•Termografía Infrarroja.

Es una técnica electrónica que nos permite ver la energía térmica que emiten los objetos con calor.



Las fallas pueden detectarse por medio

de un programa que analiza los cambios

bruscos en los resultados de las

pruebas predictivas.

Las fallas incipientes pueden ser

corregidas oportunamente evitando su

progreso y daños mayores.

Análisis de tendencias


PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES


PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.

En baja tensión, se distinguen dos tipos de interrptores:

•Interruptores de caja moldeada

•Interruptores de potencia


Su objetivo es verificar el estado, correcta operación y calibración de los interruptores.

Estas pruebas no deben considerarse de calibración de laboratorio, porque no se pueden cumplir todos los estándares metrológicos.

Si el resultado de las pruebas no es satisfactorio, deberá efectuarse un mantenimiento correctivo en talleres especializados (no se recomienda hacerlo en el sitio).

Normalmente las pruebas se efectúan durante paradas programadas, porque los equipos deben retirarse de servicio.



Las pruebas de campo deben incluir:

•Inspección visual del interruptor, la celda y el barraje.

•Limpieza y ajuste de conexiones.

•Pruebas a los elementos de protección.

•Medición de resistencia de aislamiento.

•Medición de resistencia de contactos.

•Pruebas funcionales.



Los interruptores que tienen unidades de disparo electrónicas se pueden probar efectuando inyecciones secundarias.

Las pruebas se hacen desde las borneras de los transformadores de corriente que alimentan las unidades de disparo y, por lo tanto, no incluyen la prueba de esos TCs.


Pruebas con Corrientes Secundarias.


• Rango de corrientes de 10 A a 4.000 A.

• La prueba de sobrecarga debe realizarse al 300% de la corriente nominal o de la corriente de ajuste de sobrecarga.

• Se mide el tiempo que se demora en operar el interruptor con la corriente de prueba.

• Se compara el tiempo de disparo con la característica nominal del interruptor y con los límites térmicos de los dispositivos que se protegen.


Pruebas a Interruptores de Caja Moldeada de B.T.


• Elemento de tiempo largo, contra sobrecargas. Ajustes entre el 80% y el 160% de la corriente nominal del interruptor. El tiempo de operación es de tipo inverso y varía de algunos segundos a varios minutos.

• Elemento de tiempo corto, respaldo temporizado contra altas corrientes y cortocircuitos. Ajustes entre el 250% y el 1.000% de la corriente nominal. El tiempo de operación va de algunos ciclos a varias décimas de segundo.

• Elemento instantáneo, protección no temporizada contra cortocircuitos. Ajustes entre el 500% y el 1.500% de la corriente nominal.

• Elemento de tierra, disponible en unidades de disparo electrónicas.


Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.


• Las unidades se prueban utilizando equipos de inyección de altas corrientes a baja tensión aplicada.

• El equipo de prueba debe tener escala de medición de tiempo en milisegundos o en ciclos.

• Se debe efectuar al menos una prueba para cada una de las funciones del interruptor.




• El elemento de tiempo largo se prueba al 300% del ajuste de la corriente de arranque. Es común hacer pruebas adicionales al 150% y al 200% de sobrecarga.

• El elemento de tiempo corto se prueba al 150% ó 200% de su corriente de ajuste.

• Se suela hacer una prueba para encontrar el punto en que se cambia de tiempo largo a tiempo corto, haciendo inyecciones de corta duración (3 a 5 segundos), empezando en el 90% del ajusto del elemento de tiempo corto, e incrementándolo paulatinamente hasta que se observa una reducción drástica en el tiempo de operación.

• La corriente de arranque de la unidad instantánea se obtiene utilizando el mismo procedimiento anterior, empezando en el 90% del ajuste instantáneo, incrementando la corriente hasta que el tiempo de operación se reduce desde las décimas de segundo hasta valores inferiores a 100 ms.




• El tiempo de operación del elemento instantáneo se obtiene inyectando una corriente superior al 110% de ese ajuste, y ese valor debe ser inferior a 70 ms.




• Se conoce comúnmente como prueba de Megger. Para baja tensión se acostumbra utilizar tensiones de 1.000 V de d.c.

• Deben hacerse mediciones entre cada par de polos y entre cada polo y tierra.

• En interruptores nuevos la resistencia de aislamiento debe estar entre 50 y 100 M.

• Una resistencia de aislamiento inferior a 1 M debe considerarse como inadecuada.

• Si el interruptor no es extraíble, el valor de la resistencia de aislamiento se afecta por los demás elementos conectados al barraje.


Medición de Resistencia de Aislamiento.


• Debe medirse con equipos de inyección de corriente continua, para eliminar los efectos inductivos.

• La resistencia se mide indirectamente inyectando una corriente d.c. (100 Amperios) y midiendo la caída de tensión entre los contactos. La resistencia se calcula por la Ley de Ohm.

• Los valores deben estar en el rango de los m, pero varían de un fabricante a otro, así que es mejor conseguir información del fabricante en cada caso.

• Puede ser indicativo cuando la resistencia de contacto de un polo es superior en un 50% del menor valor medido en los otros contactos del interruptor.


Medición de Resistencia de Contactos.


• Cierre.

• Apertura manual.

• Apertura de emergencia.

• Disparo auxiliar.

• Señalización.

• Bloqueo mecánico.


Pruebas funcionales.


Depende de:

• Condiciones ambientales.

• Disponibilidad de desconectar el interruptor y el barraje en caso de nos ser extraíble.

• Importancia del equipo en el sistema productivo.

• Condiciones de riesgo que implica su mala operación.

• Presupuesto de mantenimiento.

• Antigüedad del interruptor.

• Disponibilidad de personal capacitado para realizar las pruebas.

• Disponibilidad de los equipos para realizar las pruebas.


Frecuencia del Mantenimiento.


La Norma NFPA 70B sugiere:

• Inspección visual, limpieza y ajuste mecánico una vez al año.

• Pruebas eléctricas cada tres años.


Frecuencia del Mantenimiento.


Somos el aliado para su productividad

GRACIAS

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Seminario Mantenimiento Subestaciones Corregido

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