Download Seminario Mantenimiento Subestaciones Corregido

MANTENIMIENTO PREVENTIVO
DE SUBESTACIONES
Comprometidos con la seguridad
de sus trabajadores y equipos .
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AGENDA
1- Introducción.
2- Revisión del Sistema de Puesta a Tierra.
3- Inspección Termográfica.
4- Mantenimiento de Transformadores.
5- Pruebas de Campo a Interruptores.
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INTRODUCCIÓN
Parte importante de la seguridad en las instalaciones eléctricas, tanto para los
equipos, como para el personal que opera y mantiene ese 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 mantemiento 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 manenimiento adecuado y oportuno a los equipos e instalaciones
que utilizan energía eléctrica.
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REVISIÓN DEL SPT
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IMPORTANCIA DE LA PUESTA A TIERRA
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.
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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.
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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.
I
Ex
V
Ec
Et
0,5.d
0,62*d
d
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).
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MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
CIRCUITO DE INYECCIÓN.
D
Distancia >= 2,5 D
Subestación a Medir
Malla Auxiliar
Malla
Subestación
Servicio Auxiliar
110 / 220
V
A
Cable Encauchetado de Ø > 16 mm2 de Sección
Equipo de
Inyección
R S T N
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MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
Características 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 :
V
V  2  V 2  V 2
0
2
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.
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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.
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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:
L
S= x
R
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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.
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MEDIDA DE CORRIENTES CIRCULANTES
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DIAGNÓSTICO DE UN SPT
Revisión y Ajustes (Inspección Visual)
Medición de Equipotencialidad
Un año
Medición de Resistencia de Puesta a Tierra
Tensiones peligrosas
Medición de Resistencia de cada subsistema de puesta a tierra
Cinco años
Medición de Equipotencialidad en cada subsistema de puesta a tierra
Medición de Resisencia de todo el SPT interconectado
Revisión de conexiones al electrodo
Diez años
Actividades propias de cada año
Diagnóstico Completo
Evaluación
Veinte años
Rediseñar
Proyectar acciones correctivas
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
QUÉ ES
La 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.
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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.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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.
0.45 m
0.75 m
RAYOS X
VISIBLE
ULTRAVIOLETA
10nm
MICR OONDAS
INFRARROJ O
1m
ONDAS DE R AD IO
1mm
1m
2m
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1Km
15m
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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.
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CÁMARAS TERMOGRÁFICAS
SOFTWARE Y ACCESORIOS
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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
(Sobre la referencia o ambiente)
CRITICIDAD DE LA FALLA
(Según Exceso de Temperatura)
0 a 10° C
INCIPIENTE
10 a 20° C
PRONUNCIADA
20 a 40° C
SEVERA
Mayor de 40° C
CRÍTICA
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OBSERVACIONES
Los correctivos deben ser efectuados en
el próximo programa de mantenimiento
El equipo debe colocarse en observación
y los correctivos deben ser efectuados
cuando el programa lo permita
Los correctivos deben ser efectuados tan
pronto como sea posible
Los correctivos deben ser efectuados
inmediatamente
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
BAJA TENSIÓN
Equipos de Distribución y Control (Tensión inferior a 1 kV)
EXCESO DE TEMPERATURA
(Sobre la referencia o ambiente)
CRITICIDAD DE LA FALLA
(Según Exceso de Temperatura)
0 a 10° C
INCIPIENTE
10 a 20° C
PRONUNCIADA
20 a 30° C
SEVERA
Mayor de 30° C
CRÍTICA
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OBSERVACIONES
Los correctivos deben ser efectuados en
el próximo programa de mantenimiento
El equipo debe colocarse en observación
y los correctivos deben ser efectuados
cuando el programa lo permita
Los correctivos deben ser efectuados tan
pronto como sea posible
Los correctivos deben ser efectuados
inmediatamente
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
FACTORES QUE INLUYEN EN UNA INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
•CARGA
El 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%,
2
 60 
   2,25 veces
 40 
La temperatura del componente aumentaría así:
2,25 10 C  22,5  C
Lo cual sería una falla severa.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
•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.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
•VELOCIDAD DEL VIENTO
El efecto refrigerante producido por la velocidad del viento, es uno de los
factores a tener en cuenta en un análisis termográfico.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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.
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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IMAGEN REAL
IMAGEN TÉRMICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN CCM
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
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IMAGEN REAL
IMAGEN TÉRMICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN INTERRUPTORES
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN FUSIBLES
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
IMAGEN REAL
IMAGEN TÉRMICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN BARRAJES
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN SECCIONADORES
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INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
Las inspecciones industriales deben ser realizadas al
menos una vez al año así se optimiza el retorno de la
inversión.
Aquella en la cual se pueda tener cero
Frecuencia de
tiempo perdido por paradas eléctricas
inspección
imprevistas.
ideal
Plantas con trabajo pesado
Plantas químicas
Molinos papeleros
Cementeras
Ingenios azucareros
Siderúrgicas
Refinadoras.
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2–3
Inspecciones
al año
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MANTENIMIENTO DE
TRANSFORMADORES
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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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas Físico-Químicas.
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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas Físico-Químicas.
RIGIDEZ DIELÉCTRICA
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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
COLOR
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 nafténicas
varían 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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
ÍNDICE DE NEUTRALIZACIÓN (NÚMERO DE
NEUTRALIZACIÓN)
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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
La IEEE (Std C57.106-1991) recomienda los valores expresados en la tabla
siguiente:
TIPO DE ACEITE / UNIDAD
Embarques de aceites nuevos
recibidos de la refinería
Aceites nuevos para unidades de
más de 345 kV
Límites para uso continuo
Menor o igual a 69 kV
Entre 69 y 288 kV
Mayor a 345 kV
Límites para aceites a ser
regenrados
Grupo II
Grupo III
Aceite nuevo para interruptores
ELECTRICARIBE
NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN
Máximo 0,03 mg de KOH / g de Aceite
Máximo 0,03 mg de KOH / g de Aceite
Máximo 0,2 mg de KOH / g de Aceite
Máximo 0,2 mg de KOH / g de Aceite
Máximo 0,1 mg de KOH / g de Aceite
Máximo 0,2 mg de KOH / g de Aceite
Máximo 0,5 mg de KOH / g de Aceite
Máximo 0,03 mg de KOH / g de Aceite
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Cromatográficas de gases disueltos en aceites
dieléctricos.
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.
•Hidrógeno
•Metano
•Monóxido de Carbono
Se analizan gases como:
•Dióxido de Carbono
•Acetileno
•Etileno, entre otros.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
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.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Prueba de contenido de PCB´s
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
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas eléctricas
1. Nivel de aislamiento.
2. Relación de transformación.
3. Resistencia de devanados.
4. Curva de saturación.
5. Medición de pérdidas.
6. Factor de potencia.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
•Termografía Infrarroja.
Es una técnica electrónica que nos permite ver la energía térmica que emiten los
objetos con calor.
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MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Análisis de tendencias
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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
En baja tensión, se distinguen dos tipos de interrptores:
•Interruptores de caja moldeada
•Interruptores de potencia
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas con Corrientes Secundarias.
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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Caja Moldeada de B.T.
• 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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Potencia 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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
• 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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
• 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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Medición de Resistencia de Aislamiento.
• 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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Medición de Resistencia de Contactos.
• 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.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas funcionales.
• Cierre.
• Apertura manual.
• Apertura de emergencia.
• Disparo auxiliar.
• Señalización.
• Bloqueo mecánico.
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PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Frecuencia del Mantenimiento.
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.
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Frecuencia del Mantenimiento.
La Norma NFPA 70B sugiere:
• Inspección visual, limpieza y ajuste mecánico una vez al año.
• Pruebas eléctricas cada tres años.
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Somos el aliado para su
productividad
GRACIAS
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