82375913 Mantenimiento a Una Subestacion Electrica

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA DEL ESTADO ZACATECAS

T.S.U. MANTENIMIENTO INDUSTRIAL

SALVADOR IBARRA GOMEZ

PLAN DE MANTENIMIENTO A UNA SUBESTACION ELECTRICA

5to “B”

08/02/2012

MAESTRO: ING. JOSE CASTAÑON DOMIGUEZ

CESAR EULISES BENITEZ DAVILA

Plan de Mantenimiento SubestaciónLeyda

Área de Transmisión y Equipos Eléctricos

ResumenLa falta de suministro eléctrico afecta la productividad de la comuna que es servidapor las instalaciones de Transmisión, por esta razón, el objetivo del Plan de Manteni-miento es prevenir la ocurrencia de fallas que puedan ocasionar daños a las personas,a las instalaciones, o al medio ambiente. Este plan se basa en las recomendacionesentregadas por los proveedores de los equipos a través de sus Manuales Técnicos, asícomo en la experiencia del personal técnico especialista de Emelectric y en las mejoresprácticas de la industria eléctrica.

La recopilación de experiencia e información —adquirida a través de los años— y elestudio y análisis de los modos de fallas de los equipos, su criticidad, y la evaluaciónde riesgo que se realiza permiten contestarse las preguntas sobre ¿qué hacer? y ¿cuandoefectuarlo?, de modo que los equipos no fallen y permanezcan normalmente en serviciocumpliendo la función para la cual fueron diseñados.

En este documento se presenta el Plan de Mantenimiento preparado para la nueva S/ELeyda de Emelectric. Se describen brevemennte las actividades y pruebas de equiposque se realizan antes, durante y después de la Puesta en Servicio, es decir, de laenergización del transformador de poder y sus equipos asociados, para garantizar asíla seguridad de las personas y prevenir daños a las instalaciones o al Medio Ambiente.

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Índice

Índice

1. DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA 41.1. Tap off de 110 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.2. Transformador de Poder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.3. Sala de Celdas y Servicios Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2. CRITERIOS DE MANTENIMIENTO 102.1. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.2. Metodología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.2.1. Modos de Falla . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.2.2. Tipos de Falla . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.2.3. Tipos de Tareas de Mantención . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.2.4. Desarrollo de Tareas de Mantenimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.3. Estrategia de Mantenimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.3.1. Mantenimiento preventivo programado en el tiempo . . . . . . . . . 122.3.2. Mantenimiento preventivo por condiciones operacionales . . . . . . 132.3.3. Mantenimiento correctivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

3. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES 153.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153.2. Principales elementos de un transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153.3. Equipamiento de un transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.3.1. El estanque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.3.2. Los aisladores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193.3.3. El cambiador de derivaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.4. Dispositivos indicadores y de alarmas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193.4.1. Indicador de temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193.4.2. Deshidratador con sílica gel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203.4.3. Válvula de sobrepresión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203.4.4. El relé Buchholz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203.4.5. El relé de presión súbita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.5. Pruebas de Transformadores en Fábrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213.5.1. Pruebas preliminares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223.5.2. Pruebas finales de rutina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223.5.3. Pruebas especiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.6. Pruebas a Transformadores en Terreno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.6.1. Pruebas no eléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.6.2. Pruebas eléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.7. Mantención Preventiva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.7.1. Análisis periódico del aceite mineral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

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Índice

3.7.2. Detección de problemas en el aceite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.7.3. Análisis cromatográfico de gases disueltos . . . . . . . . . . . . . . . 263.7.4. Pruebas eléctricas a la aislación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.7.5. Inspección visual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

4. MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES 304.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304.2. Descripción del Interruptor Siemens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304.3. Mantenimiento del Interruptor Siemens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314.4. Instrucciones de Seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

4.4.1. Acerca del personal que intervenga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314.4.2. Acerca del gas SF6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

5. MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO 365.1. Descripción General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 365.2. Panel de Transferencia de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 375.3. Mantenimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 375.4. Operación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

6. OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA 386.1. Plan General de Mantenimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

7. PLANTILLAS DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS 40

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1 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA

1. DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA

En esta sección se realiza una breve descripción de las nuevas instalaciones eléctricasde la nueva S/E Leyda, a partir de estas se define el Plan de Mantenimiento que se aplicaráa esta nueva subestación primaria.

Las instalaciones consisten en un tap off en 110 kV y una subestación de bajada 110/13,2kV con potencia instalada de 10/12,5 MVA. Esta subestación está ubicada en la V región,Provincia y Comuna de San Antonio (ver figura 1). La subestación se ha proyectado paratener una vida útil 50 años de operación.

1.1. Tap off de 110 kV

Consiste en el seccionamiento de uno de los circuitos de la actual línea de 110 kV, AltoMelipilla - San Antonio, con dos nuevos paños de 110 kV al interior del recinto de lasubestación Leyda, los que alimentarán una nueva barra de 110 kV, manteniendo la confi-guración típica de este tipo de disposición, en cuanto a equipos principales, en la figura 2se puede ver una diagrama de perfil de estas instalaciones.

El patio de Alta Tensión (AT) está conformado por el conjunto de líneas, aisladores y equi-pos, que energizados en un voltaje de 110.000 volts, permiten energizar el transformadorde poder de la subestación.

1.2. Transformador de Poder

El equipo principal de la subestación primaria en un transformador trifásico, marcaRhona, 115.000/13.800 volts, 10/12,5 MVA, ONAN/ONAF, 50 Hz, con transformadores decorriente tipo bushing en los enrollados primario y secundario y cambiador de tomas bajocarga (CTBC) en el enrollado primario, en la figura 3 se muestra el plano físico del trans-formador. En la Tabla 1, página 18, se describen las caracterristicas eléctricas de diseño deltransformador a instalar en la subestación Leyda.

El Transformador de Poder cumple la función de reducir el voltaje de Alta Tensión (110.000volts) a Media Tensión (13.200 volts), voltaje a través del cual se distribuye energía en lazona de concesión de Emelectric.

Este equipo tiene una función esencial dentro de la subestación, y es por lo tanto crítica,debido a esto, el Plan de Mentenimiento se enfoca esencialmente en el cuidado de este activo

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Figura 1: Plano geográfico de ubicación y acceso a la nueva subestación Leyda

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Figura 2: Tap Off de 110 kV

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crítico sin el cual una subestación primaria no puede entregar energía a las cargas aguasabajo de sus instalaciones.

1.3. Sala de Celdas y Servicios Auxiliares

La Sala de Celdas recibe la energía en el nivel de Media Tensión que entrega el trans-formador de poder, en forma subterranea a –través de cables aislados– y distribuye esaenergía a través de 4 circuitos o alimentadores, por medio de los cuales se fracciona lacarga por zonas, de forma que una falla en las redes de distribuión no se propague atodo el sistema, sino que se pueda aislar el circuito afectado mientras los demás siguen enservicio. En la figura 4 se puede ver un plano de planta de la sala eléctrica y de serviciosauxiliares.

Otras instalaciones o equipos asociados a estas instalaciones se pueden resumir en:

Sala de control y protecciones 110 kV: contiene los gabinetes con los equipos de protec-ción, control, medida y comunicaciones que permite operar, monitorear y transmitira distancia las señales de control y medida del Tap Off de 110 kV

Sala de Celdas y Transformación: en esta sala se encuentran las protecciones, y siste-mas de control y medida desde donde se derivan cuatro (4) circuitos de mediatensión. En esta sala también se encuentran los tableros generales de fuerza y alum-brado de corriente alterna y continua.

Transformador de servicios auxiliares: consiste en un transformador de 75 KVA, quepermite proveer de energía los servicios esenciales de toda la subestación.

Grupo generador de emergencia: se trata de un generador de 80 KVA que entra a operarsólo en el caso de asencia de tensión alterna de baja tensión. Permite respaldar losservicios esenciales de la subestación en caso de contingencias mayores.

Cargador de baterías: este elemento toma la tensión alterna provista por el transforma-dor de servicios auxiliares y la convierte en una tensión continua que alimenta elbanco cargador de baterías y a todos los equipos de protección, control y medida dela subestación

Sala de baterías: se trata de una sala hermética que contiene un banco de baterías. Proveeuna vía de acumulación de energía continua que será esencial en caso de fallas ocuando se produzcan cortes del suministro eléctrico.

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Figura 3: Plano perfil del patio de transformación 110/13.2 kV

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Figura 4: Sala de Celdas

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2 CRITERIOS DE MANTENIMIENTO

2. CRITERIOS DE MANTENIMIENTO

Para realizar un análisis de las funciones de mantenimiento de cada equipo, se planteaun marco general en que se aplica una Plantilla de Mantenimiento que va desde lo más gene-ral a lo particular, centrándose el análisis en la criticidad del elemento, y en un análisis deriesgo que permite evaluar el efecto que tendrá una falla sobre el conjunto del subsistema.

Para la elaboración de un programa de mantenimiento se adoptan ciertos criterios, quepermiten orientar y enmarcar las tareas o acciones a ejecutar desde la puesta en servicio ydurante toda la vida útil de las instalaciones.

2.1. Objetivos

El Objetivo del Mantenimiento es asegurar que —los activos físicos— continúen desem-peñando las funciones deseadas para las cuales fueron diseñados, por ello se centra laatención en el cuidado de las funciones críticas que permiten que el sistema opere segúnse desea

1. Dado que lo que interesa es la disponibilidad del equipo o línea eléctrica, el que a suvez depende de las fallas, el programa de mantención se sustenta en un análisis deconfiabilidad.

2. Más que el equipo mismo, interesa la función que este desempeña, que es la querealmente produce resultados, y que es interrumpida por las fallas.

3. Se toma como base la tasa de fallas y su influencia sobre el total, así como la criticidaddel elemento objeto del mantenimiento que se evalúa.

2.2. Metodología

Es un procedimiento sistemático y estructurado para determinar los requerimientos demantenimiento de los equipos en su contexto de operación. La metodología consisten enanalizar las funciones de los activos, ver cuales son sus posibles fallas, luego preguntarsepor los modos de falla y las causas raíz de estas, estudiar sus efectos y analizar susconsecuencias.

2.2.1. Modos de Falla

Local: Afecta el equipo en forma local

Sistema: Afecta el sistema bajo análisis

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General: Afecta más allá del sistema bajo análisis

2.2.2. Tipos de Falla

Cada modo de falla crítico, y el efecto resultante son clasificados en uno de cuatrocategorías o prioridades:

Fallas invisibles: Son las fallas que no aparecen inmediatamente, pero que incrementanel riesgo de fallas de múltiples consecuencias, e.g. falla en un interruptor o en undispositivo de protección.

Seguridad y ambientales: Estas son fallas que tienen una alta probabilidad de causarpérdida de vidas o serios perjuicios ambientales.

Operacional: Son las fallas que producen gastos indirectos al agregar costos de repara-ción.

No Operacional: Estas fallas no involucran sólo costos de reparación.

Estas categorías son aplicadas para asegurar un nivel de mantención suficiente quepermita prevenir de efectivamente una falla.

2.2.3. Tipos de Tareas de Mantención

Las tareas de mantenimiento que se eligen son de tres tipos:

Condición directa: Las mantenciones son programadas de acuerdo a la condición de losequipos. Son invasivas y se ejecutan solamente como resultado de la presencia decondiciones límites, por ejemplo, realizar mantención cada 1000 operaciones de uninterruptor.

Tiempo definido: Son mantenciones programadas de acuerdo a intervalos específicos,que se definen de acuerdo a la condición de los equipos.

Búsqueda de fallas: Son inspecciones especiales que se realizan si no se hace mantenciónpreventiva o como una manera de identificar fallas que permanezcan invisibles. Enla práctica, las inspecciones usualmente son programadas de acuerdo a intervalosque aseguren la funcionalidad del sistema.

Si resulta que ninguna de estas tareas es apropiada, por omisión se asume que se realizarámantención correctiva cuando se presente la falla, ya sea porque no haya sido detectadacon anticipación, o porque tiene su origen en causas externas, por ejemplo, a provocadade un temporal que arroje elementos extraños sobre equipos energizados.

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2.2.4. Desarrollo de Tareas de Mantenimiento

El análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) confirma que el diseño y construc-ción de sistemas de transmisión –ya sean estas líneas o subestaciones– debe tener una altaconfiabilidad. Cualquier pérdida individual, o parte de un equipo que falle, genera altoscostos de reparación independientemente de sus consecuencias operacionales.

La identificación de los modos de falla adquiere mayor relevancia cuando la falla causamúltiples consecuencias independientes, por ejemplo una falla interna del transformadorde poder.

2.3. Estrategia de Mantenimiento

A continuación se describen tres tipos de estrategias de mantenimiento aceptados uni-versalmente, y se describe qué es lo que caracteriza a cada una de ellas:

2.3.1. Mantenimiento preventivo programado en el tiempo

Se trata de Planificar en el Tiempo una cierta de periodicidad de pruebas que permitandeterminar la condición o estado operacional de un determinado equipo. Este tipo demantenimientos programados es intrusivo, es decir, se deben desconectar eléctricamentelos elementos o equipos que se intervienen, generalmente en estas desconexiones progra-madas se realizarán de forma que coincidan con las fechas en que corresponde efectuar elreemplazo de una pieza o parte del equipo que se haya deteriorado en el tiempo.

Se trata de:

Planificar en el tiempo, por ejemplo, se define que se realizará una prueba deTangente Delta sobre un transformador de poder cada 36 meses luego de su puestaen servicio, esto aun en el caso de que el transformador no tenga indicios de malfuncionamiento.

Prevenir modos de falla predominantes, en esta caso se definen mantenimietosdebido a la antiguedad de los equipos, o a la marca y modelo específico. Por ejemplo,de acuerdo a su historial de fallas o porque se tiene evidencia de que se debe revisarciertas partes o elementos con mayor énfasis para prevenir fallas.

Programar fechas límites de intervención. Se definen lapsos de tiempo en que losequipos deben se deben revisar los parámetros operacionales de los equipos. Estosse comparan con los que se registraron durante la puesta en servicio para evaluar suevolución en el tiempo.

Programar intervenciones basadas en condiciones operacionales, en este caso seprograman mantenciones fuera de los plazos pre-definidos, a causa de que una ins-pección previa encontró una anormalidad. Por ejemplo, deterioro en los parámetros

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físico-químicos del aceite, o una filtración menor de aceite en el transformador depoder. En estos casos se dice que es Preventivo Programado, debido a que la con-dición que lo genera no amerita una intervención inmediata, sino que permite suplanificación en el tiempo para su reparación.

2.3.2. Mantenimiento preventivo por condiciones operacionales

Esta tipo de mantenimiento es el eje principal sobre el que se define la Estrategiade Mantenimiento de Emelectric. Esencialmente se pone mucho énfasis en inspeccionesperiódicas de los elementos del sistema de subtransmisión, en:

la búsqueda de fallas invisibles

monitoreo de los parámetros eléctricos

medición —no intrusiva— de parámetros físicos

De esta forma, se refurzan las tareas tales como realizar inspecciones visuales de lassubestaciones primarias a lo menos una (1) vez al mes, o revisar las instalaciones conCámaras Termográficas, en las días y horas de mayor demanda, en la búsqueda de puntoscalientes.

Los mantenimiento se ejecutarán una vez que se detecte una condición de anormalidadque sea detectada y que indique que se está en una condición límite.

2.3.3. Mantenimiento correctivo

La finalidad de las tareas de mantenimiento preventivo es evitar que se produzca unafalla. Sin embargo, aun así estas se pueden originar por diversas causas, en cuyo casose debe proceder a efectuar un mantenimiento correctivo. Desde el punto de vista delmantenimento, este se enfoca en prevenir —bajo esa condición— la forma de respoder demejor forma a la contingencia.

Se caracterizan por:

No son planificadas.

Tienen un alto costo de reparación.

En ocasiones tienen consecuencias mayores para la Comunidad o para el MedioAmbiente.

Generan el escenario menos deseado, por lo que se pone mucho énfasis y recursosen evitarlos.

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Como se previenen:

1. La empresa maneja Planes de Contingencia que se aplican cuando ocurre la falla

2. Se tiene personal de mantenimiento especializado y en constante capacitación paraenfrentar, evaluar y resolver problemas técnicos de alta criticidad

3. Se manejan stocks de repuestos críticos, ya sean estos, piezas o partes de un elemento,o un equipo completo, como por ejemplo un transformador de poder de respaldo.Emelectric adquirió el año 2008 un Transformador Móvil de 30 MVA, este activo estádestinado como respaldo de transformadores de poder por contingencias graves.

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3 MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

3. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

3.1. Introducción

El transformador ha sido definido por mucho tiempo como un dispositivo estático, for-mado por uno, dos o más enrollados acoplados con un núcleo magnético, y se consideratradicionalmente como un elemento que no tiene partes en movimiento. Esto no es cierto,por el contrario, aunque el transformador es la única pieza del equipo eléctrico que notiene partes en movimiento funcional, tiene distintos dispositivos en movimiento cuandoes energizado (accesorios auxiliares, cambiador de taps, ventiladores, bombas impulsoras,etc.).

En un ciclo normal de operación, la carga que incide sobre la temperatura, y la fuentede voltaje y corriente juega un rol importante en la vibración de toda la estructura (expan-sión y contracción de materiales). Las condiciones climáticas, la contaminación, las fallasque ocurren en el sistema, actúan desfavorablemente en el transformador e involucra unpeligro en la continuidad del servicio, por lo tanto se requiere que el equipo mantenga sucalidad y confiabilidad.

Para que el transformador sea confiable, en un sistema en el cual es uno de los protago-nistas más importantes, y asegurar una larga vida de operación en condiciones normales,tanto el cliente como el fabricante toman medidas para asegurar un buen desempeño deltransformador. Tanto las pruebas en fábrica como el mantenimiento preventivo1 entreganesta confiabilidad.

3.2. Principales elementos de un transformador

Se considera que las tres partes esenciales de un transformador básico son:

El enrollado primario

El enrollado secundario

El núcleo

1 El Plan Mantenimiento para Transformadores de Poder de Emelectric está basado en el «Manual deMantenimiento de Transformadores» preparado por Rhona para la mantención de sus equipos.

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El núcleo se considera como un circuito magnético con una estructura de soporte, y esla parte en la cual el campo magnético oscila.

El enrollado primario y secundario incluye los conductores por el cual circula la corrientey usualmente es fabricada de cobre electrolítico. Los dos son normalmente independientesy están aislados entre sí y son enrollados en un núcleo común.

Otras partes importantes del transformador

El estanque, este contiene al transformador, el sistema de radiación (radiadores) y elmedio refrigerante, que también es aislante.

Los aisladores (bushings), son los terminales de los enrollados.

El refrigerante (aislante), es el medio en el cual esta inmerso el transformador dentrodel estanque. Comúnmente se emplea líquidos como aceite, silicona, o gases comoaire, SF6, etc.

Finalmente, a las partes más importantes antes mencionadas, se suman las siguientes:

Materiales de aislación sólida de enrollados y núcleo.

Cambiador de derivaciones (taps).

Dispositivos de protección, relés, válvulas, indicadores, etc.

Los materiales que generalmente se emplean en la construcción de transformadoresson: cobre, aluminio, acero, bronce, madera, papel kraft, prespan, aceite mineral, fibravulcanizada, resina, porcelana, cubiertas de polímero, cinta adhesiva, empaquetaduras,pintura esmalte, etc.

3.3. Equipamiento de un transformador

En la figura 5 se muestra el plano de diseño constructivo de un transformador diseñadopara Emelectric por le empresa Rhona2 tal como el que se montará sobre fundación en lanueva subestación Leyda.

3.3.1. El estanque

El estanque, como ya se mencionó provee de protección mecánica para todo el conjuntonúcleo-enrollados (también llamado parte activa). Se conocen varios tipos de construcciónde estanque para la conservación del aceite aislante, entre ellos los sellados y los con con-servador. El estanque protege el aceite del aire, humedad y otros tipos de contaminación,

2 Transformador marca Rhona, 16/20 MVA, Plano P-0612.07-11.00

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Figura 5: Plano Transformador Rhona

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Tabla 1: Características Transformador de Poder Subestación Leyda

Caracteristicas Transformador de Poder

Marca: RhonaNúmero de Serie: 20590Año Construcción: 1999Frecuencia: 50 HzFabricado según Norma: IEC 76 ANSI C57

Potencia OA 65 °C 10 MVAPotencia FA I 65 °C 12.5 MVA (3 ventiladores)Elevación de Temperatura Aceite: 6O °CElevación de Temperatura Enrrollados: 65 °CAltitud Máxima de Operación: 1000 msnm

Tensión Nominal Primario: 115000 volt (Conexión Delta)Tensión Nominale Secundario: 13800 - 7967 volt (Conexión en Estrella)Cambiador de Taps Bajo Carga: MR Tipo H H-III-400 D 123-12233 W

Impedancia Base 15 MVA y Toma Nominal:– Secuencia Positiva: 7.9%– Secuencia Cero: 8.3%

Peso Nucleo y Enrrollados: 22000 KgPeso Estanque y Accesorios: 12200 KgVolumen total de Aceite: 16990 litrosPeso toral del aceite: 15570 KgPeso Total: 49770 KgPeso para transporte con aceite: 43000 Kg

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y en algunos casos, suple la expansión térmica del aceite que puede variar en un 6% de suvolumen.

Estanque con conservador Se emplean en transformadores de potencias medias y ma-yores. Consiste en un compartimiento auxiliar, llamado estanque de expansión, que vasobre el transformador. El volumen del conservador varía entre un 3% y 10% del volumendel estanque principal. El aceite u otro fluido aislante llena completamente el estanqueprincipal y la parte inferior del conservador. El transformador respira a través de conser-vador, usualmente por un respirador deshidratante, pero el aceite del estanque principalestá aislado de la atmósfera. Esto reduce la absorción de oxigeno y humedad y retarda laformación de lodo.

Estanque sellado En este tipo de transformador, el espacio sobre el aceite en el estanquees llenado generalmente con un gas inerte bajo presión (nitrógeno). Algunos transforma-dores de este tipo usan un estanque auxiliar de gas. Usualmente se usa un dispositivoaliviador de presión-vacio para prevenir una gran diferencia de presión en el interior delestanque. Este dispositivo es colocado para mantener la presión o vacío entre un rango de-5 a +5 PSI.

3.3.2. Los aisladores

La función del aislador (bushing) es proveer la disposición como terminal de los con-ductores que provienen de los enrollados, y que deben pasar a través de la estructura delestanque hacia el exterior. El aislador es diseñado para aislar al conductor de un obstáculo,tal como la tapa del transformador, y conducir la corriente en forma segura de un ladodel obstáculo al otro. Se requiere que el aislador sea hermético al agua, gas y aceite, paraevitar el ingreso de la humedad.

3.3.3. El cambiador de derivaciones

La mayoría de los transformadores son equipados con un cambiador de derivacionesque permite pequeños cambios en la razón de voltaje. Generalmente las derivaciones seconstruyen en el enrollado de mayor tensión, y por medio de este sistema se puede obteneruna variación de los niveles de voltaje. Existen dos tipos de cambiadores: de operación envacío, y de operación en carga.

3.4. Dispositivos indicadores y de alarmas

3.4.1. Indicador de temperatura

Los transformadores rellenos con liquido aislante son usualmente equipados con untermómetro de bulbo y capilar (tipo dial) para medir la temperatura superior del líquido.Este dispositivo puede venir equipado con varios contactos de alarma para activar el

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control de ventiladores, alarma por sobretemperatura o contactos para un interruptor. Unsegundo termómetro puede indicar la temperatura del enrollado.

3.4.2. Deshidratador con sílica gel

Algunos transformadores con conservador son equipados con este dispositivo que pre-viene la entrada de humedad, por el cual el transformador respira, y está formado porsales de Sílica-Gel. Es de color azulado cuando está seca y se torna rosada a blanca cuandose humedece.

3.4.3. Válvula de sobrepresión

Las fallas internas en un transformador causan descomposición del aceite y por con-siguiente una generación de gas. Estos gases se evacuan a través de esta válvula, queusualmente se monta en la tapa del transformador. En transformadores de poder puedenincluir una alarma visual para indicar la operación del dispositivo, y contactos eléctricospara alarma. La operación de la válvula de sobrepresión, es indicativo de un arco interno.

3.4.4. El relé Buchholz

Los transformadores con conservador pueden ser equipados con un relé Buchholz quepreviene del lento desarrollo de una falla (incipiente) o un sobrecalentamiento localizadode materiales aislantes. Cuando los gases acumulados exceden una determinada cantidad(usualmente 200 cc.), se acciona una alarma. Se debe revisar el transformador cuandoha actuado este relé. El relé Buchholz es instalado en el conducto que une el estanqueprincipal con el estanque de expansión (conservador), y es diseñado para atrapar cualquierdesarrollo de gas que aumente a través del aceite. También opera por desplazamientoviolento de aceite hacia el conservador.

3.4.5. El relé de presión súbita

El segundo tipo, llamado relé de presión súbita, actúa por presión de gas que se desarrollaen el interior del transformador, debido a la descomposición del aceite cuando ocurre unafalla interna. También los hay que operan en un rango de aumento de presión en el espaciode gas sobre el nivel de aceite, dependiendo del tamaño de la falla. Un aumento brusco haceoperar el relé en forma muy rápida (dentro de medio ciclo de la falla), para limitar dañosresultante de una falla importante. Actualmente, se instalan en transformadores medianosy de poder, dispositivos que miden concentraciones de varios tipos de gases disueltos enel aceite del transformador. Estos extraen periódicamente (si es deseado) muestras deaceite y determinan concentraciones de gases individuales y totales por medio de uncromatógrafo.

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3.5. Pruebas de Transformadores en Fábrica

El transformador es diseñado para satisfacer las características requeridas y las pruebasaseguran el buen funcionamiento en condiciones normales de operación.

Dentro del plan de control de calidad de fabricación del transformador, se realizan unaserie de pruebas llamadas pruebas de recepción en fábrica, algunas de las cuales son de rutinapara el fabricante, otras denominadas «especiales»o «tipo»se realizan a pedido.

Pruebas de rutina:

Razón de transformación

Relación de polaridad y de fase.

Resistencia de enrollados.

Pérdidas en vacío y en el cobre.

Impedancia.

Resistencia de aislación.

Pruebas dieléctricas:

Voltaje aplicado e inducido.

Pruebas especiales:

Aumento de temperatura (calentamiento).

Impulso de tipo atmosférico.

Descargas parciales

Impulso de maniobra

Nivel de sonido audible

Otros pruebas:

Ensayo cortocircuito controlado.

Impulsos repetitivos de baja tensión.

Factor de potencia de la aislación.

Análisis cromatográfico.

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3.5.1. Pruebas preliminares

Las pruebas en fábrica son separadas en pruebas preliminares (se realizan cuando lasbobinas están montadas en el núcleo antes del envasado final en el estanque), y pruebasfinales cuando el transformador está completamente armado. Adicionalmente las pruebafinales normalmente se dividen en las de rutina y las opcionales.

1. Razón de vueltas y polaridad: esta prueba provee la correcta razón de vueltas delos enrollados y que estos hayan sido conectados en forma apropiada. También seasegura que las derivaciones son correctas. La razón es correcta cuando se obtieneun error dentro del 0,5% de lo indicado en la placa de características.

2. Resistencia de enrollados: usando el método estándar voltímetro-amperímetro, secompara el valor medido de resistencia en corriente continua con el valor calculadode cada enrollado (pérdida en el cobre y al final de la prueba de calentamiento). Sepuede verificar así que no existan malas conexiones o mal contacto.

3. Impedancia y pérdida de carga: la Impedancia del transformador puede ser medidapor medio de un simple cortocircuito en un enrollado y haciendo pasar corrientenominal por el otro. La razón entre el voltaje necesario para que fluya la corrientenominal en el enrollado cortocircuitado, respecto al voltaje nominal, es la impedan-cia del enrollado. Cuando es necesario extraer la humedad de la aislación en untransformador en servicio, es útil conocer esta impedancia en el aceleramiento delperíodo de secado.

4. Aislación núcleo: se aplica un voltaje alterno de 2000 V a la aislación entre el núcleoy otras partes de ferretería, para asegurar la aislación del circuito magnético.

5. Pérdidas y corriente de excitación: con esta prueba se garantiza que a tensiónnominal, la frecuencia y la forma de onda mantienen los valores garantizados.

6. Secado y envasado: durante la construcción y en el almacenamiento, los materia-les aislantes absorben normalmente entre un 6% y 8% del peso con humedad. Lahumedad en la aislación es el primer enemigo, por lo tanto es necesario removerlacon métodos de secado. La aislación es secada en forma continua hasta un nivel dehumedad deseado (midiendo la resistencia de aislación y el factor de potencia). Eltransformador es sometido a vacío y llenado con aceite limpio, seco y desgasificado,mantenido por varios días bajo una presión determinada, así el aceite es impregnadoen la aislación sólida.

3.5.2. Pruebas finales de rutina

Las pruebas finales de rutina se realizan con el transformador terminado, y constan de:razón de vueltas, resistencia enrollados, pérdidas en vacío y en carga e impedancia (en

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todas las posiciones y conexiones del cambiador de derivaciones, con esta medidas secomprueban los valores de la placa característica.

Otras pruebas que también son ejecutadas:

1. Calentamiento: se hace con el propósito de confirmar que bajo el régimen de potenciaque indica la placa característica, el aumento de temperatura de los enrollados yaceite no excedan los valores garantizados.

2. Pruebas dieléctricas: son las pruebas tradicionales de tensión aplicada e inducidaque garantizan el diseño del sistema de aislamiento.

3. Tensión aplicada: solicita a los principales componentes de aislación, y la aislaciónentre los enrollados y la tierra. El potencial inducido solicita la aislación entre losenrollados (entre vueltas y finales). En esta pruebas se aplica un voltaje/vuelta mayorque los nominales, por lo tanto requiere usar una frecuencia superior a la industrialpara evitar la saturación del núcleo.

4. Resistencia de aislación: usando un megóhmetro se verifica el estado de la aislación(secado) en los enrollados y núcleo (valores típicos a temperatura.

3.5.3. Pruebas especiales

1. Factor de potencia de la aislación: con esta prueba se verifica el estado de secado dela aislación. En enrollados en aceite mineral, el factor de potencia no debe excedera 0,5% a 20 °C, en transformadores nuevos. Para transformadores usados existenconsideraciones estadísticas.

2. Ensayo de impulso: consiste en aplicar una onda de voltaje que simule una descargaatmosférica (rayo). Los oscilogramas de ondas reducidas y plenas se comparan segúnuna secuencia determinada. cualquier discrepancia entre estas ondas, indican unafalla en los enrollados, aislación, bushings u otra parte.

3. Impulso de maniobra: se simula una sobretensión equivalente a una falla de tiposwitching (maniobra, abertura de interruptores)

4. Nivel audible de ruido: la mayoría del ruido en decibeles (db) durante la operacióndel transformador a 100 Hz. (dos veces 50 Hz), es originado por el núcleo. Losniveles de ruido van desde los 48 db a los 91 db y es un factor significativo entransformadores usados en recintos cerrados o áreas residenciales.

5. Análisis cromatográfico de gases: muy usado en la actualidad en transformadoresde medianas y grandes potencias. El análisis puede realizarse antes de los ensayosfinales en fábrica, y después de la prueba de calentamiento, de manera de detectar

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algún aumento del contenido de gases, que pueden deberse, por ejemplo, a puntoscalientes.

6. Impulsos repetitivos de baja tensión: es una prueba muy útil para determinardesplazamientos de los enrollados, producidos por esfuerzos mecánicos debido acortocircuitos. Puede utilizarse como prueba especial en fábrica y tener un registropara comparar posteriormente con mediciones en terreno.

3.6. Pruebas a Transformadores en Terreno

Las pruebas de mantenimiento preventivo a transformadores en servicios, tienen comoprimer objetivo el monitoreo de la aislación y evaluación de su operación normal. Laexperiencia puede ser la base de una buena selección de pruebas a ser usadas y paraestablecer un criterio para medir la integridad del equipo, obtiendo así un servicio librede interrupciones.

3.6.1. Pruebas no eléctricas

Las pruebas que se realizan con el transformador en servicio (energizado) son:

1. Estado visual del aceite: sirve para determinar si el aceite tiene un buen aspecto,pero no indica el estado de la celulosa (humedad, envejecimiento, etc.).

2. Humedad del aceite: esta prueba indica si el aceite está seco, pero no es representa-tivo en la celulosa. En grandes transformadores, 10 ppm de agua en el aceite puedeestar en equilibrio con la aislación de celulosa que puede contener un 4% de su pesoen forma de agua, lo que puede ser grave.

3. Análisis cromatográfico de gases disueltos: la medición de los gases disueltos en elaceite sirve para detectar fallas incipientes (graduales y acumulativas).

4. Inspección termográfica: se visualizan las partes que están sobrecalentadas en eltransformador. Es sólo una visión externa.

3.6.2. Pruebas eléctricas

Las pruebas más comunes usadas en el terreno, para evaluar la condición de la aislacióndel transformador son:


Corriente de excitación.


Razón de transformación.

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Chequeo de la conexión a tierra del núcleo.

Resistencia de la tierra.

Existen varias razones para llevar a cabo pruebas eléctricas en terreno, las más impor-tantes son:

1. Establecer un punto de referencia, especialmente en transformadores nuevos.

2. Determinar la cantidad de aislación que se ha degradado desde la última pruebarealizada.

3. Al almacenar un transformador en bodega, las pruebas verifican si está en buenascondiciones para justificar el almacenaje.

4. Al sacar el transformador de bodega, verificar si está en buenas condiciones para serenergizado.

5. Al mover el transformador de un lugar a otro, verificar si no sufrió daño con eltraslado.

6. Cuando hay cambio en el color del aceite, más obscuro que antes.

7. Cuando el aceite está oscuro.

8. Si hay un zumbido o ruido mayor a lo normal.

9. Contenido de agua en las muestras de aceite.

10. Sobrecalentamiento o sobrecarga.

11. Si ha operado algún dispositivo de protección del transformador.

Lo más importante en la mantención del transformador es el monitoreo de las condicio-nes del aceite y la integridad de la aislación sólida (celulosa), ésta última la más crítica yque puede ser monitoreada con pruebas eléctricas. La frecuencia de estas pruebas quedadeterminada por varios factores, tales como el tipo y clase de equipo, su importancia, anti-güedad, régimen de carga, etc. Cuando ocurren fallas, la frecuencia de pruebas aumenta,para monitorear esta condición.

Las pruebas en un transformador cumplen tres distintas funciones:

Proveer la integridad del equipo al momento de aceptarlo.

Verificar la continuidad de la integridad del equipo a intervalos periódicos de tiempo.

Determinar la naturaleza de la extensión del daño cuando el equipo ha fallado.

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3.7. Mantención Preventiva

La mantención preventiva de un transformador comienza con el reconocimiento delos factores inevitables que contribuyen a la degradación de la aislación. La presencia dehumedad libre y disuelta, calor, oxidación del aceite y aislación a través del tiempo, y losgases combustibles disueltos en el aceite aislante, son factores significativos en el deteriorode toda la aislación. En esto se incluyen tanto los ácidos y otras impurezas químicas queterminan como lodo, como también la humedad en el aceite y en el papel.

3.7.1. Análisis periódico del aceite mineral

Existe un acuerdo en que la clave en la mantención preventiva del transformador, con-siste en hacer pruebas al aceite al menos una vez al año. Esta es la primera condición paraasegurar que la aislación está en un rango libre de contaminación.

La principal contaminación del aceite la produce la oxidación, proceso gradual que nopuede ser detenido, debido al óxigeno contenido en el aceite, más otros procesos químicos.Todo este deterioro finaliza con la formación de lodos, proceso que es acelerado si existeuna carga pesada de operación del transformador.

3.7.2. Detección de problemas en el aceite

Las pruebas típicas que se realizan al aceite bajo la Norma ASTM se muestra en el cuadrosiguiente, indicándose la información que entrega cada prueba.

Cuando se practica una prueba al año del aceite, puede detectarse los contaminantespolares antes de la formación de lodo en el aceite. Si no es ejecutada la prueba, la formaciónde lodo puede no detectarse y dañar en forma permanente, terminando por adherirse en laaislación sólida del transformador, por ejemplo, ductos de refrigeración de los enrollados.

3.7.3. Análisis cromatográfico de gases disueltos

Con el tiempo, los transformadores pueden desarrollar fallas incipientes. Estas fallas ge-neran gases combustibles que indican una clara evidencia de esta condición en su interior.

El análisis de gases disueltos en el aceite es una prueba informativa real tanto de al-guna falla existente, como basada en el sistema de aislación del transformador. Uno delos métodos más conocidos es el análisis cromatográfico de gases ( ACG), cuyo resultadono es influenciado por las características de solubilidad de los diferentes gases. El ACGindica tanto el rango progresivo de formación del total de los gases combustibles y tipode problema, como los pasos correctivos que pueden ser tomados.

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Los gases combustibles más importantes que se deben tener presente son el Etileno(C2H4) indicativo de sobrecalentamiento. Hidrógeno (H2) indica corona y Acetileno(C2H2) que indica arco. Si hay una participación directa de celulosa aparece monóxido decarbono (CO).

Tabla 2: Periodicidad de Exámenes de Aceite del Transformador

Tipo de examen a realizar Antes de la PeriodoPuesta en Servicio [meses]

Rigidez Dieléctrica Si 12MÍndice de Acidez Si 12MFactor de Potencia Si 12MTensión Interfacial Si 12MContenido de Humedad Si 12MTermografía Si 6MColor Si 12MResistencia Volumétrica Si 12MAnálisis Cromatográfico Si 12M

3.7.4. Pruebas eléctricas a la aislación

La fase final de una mantención preventiva involucra un momento de desconexión deltransformador para realizar una serie de pruebas eléctricas. Estas pruebas no son destruc-tivas, y son ejecutadas sin riesgo de daño a la aislación.

Las pruebas eléctricas son las siguientes:



Indice de polarización.

Razón de transformación.


Esta serie de pruebas es sólo un punto de partida. En base a la experiencia, se estableseun calendario regular para realizar estas pruebas, debido a que se requiere desconectarel transformador. Se debe llevar una base de datos para comparar con otras pruebasprogramadas a futuro, teniendo como referencia los resultados obtenidos durante laspruebas de recepción y de Puesta en Servicio.

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Tabla 3: Periodicidad de Pruebas Eléctricas del Transformador

Prueba a Efectuar Antes de la PeriodoPuesta en Servicio [meses]

Resistencia de Aislación Si 36MResistencia de Enrrollados Si 36MRazón de Transformación Si 36MFactor de Potencia Si 36MCalibración de Instrumentos Si 36MTermografía Si 6M

3.7.5. Inspección visual

Cuando se saca una muestra de aceite para pruebas de Laboratorio, también es conve-niente observar los siguientes puntos para obtener alguna señal de aviso de la condicióninterna del transformador.

1. Claridad del aceite: el aceite debe estar libre de cualquier tipo de partículas ensuspensión o de suciedad.

2. Olor extraño: al extraer una muestra de aceite, cualquier olor raro puede ser indicati-vo de una gran acidez producto de arco ínterno. Esta situación requiere de una seriede pruebas eléctricas y de análisis cromatográfico de gases disueltos. La presencia degases en el aceite es una indicación sensible de algún problema interno, tales como:puntos calientes descargas parciales, arco, etc.

3. Monitoreo de equipos auxiliares: chequear el nivel del líquido, indicadores depresión-vacío (si corresponde), la temperatura superior del aceite (top-oil), compararcon resultados anteriores. Chequear el relé de sobrepresión, verificando si indicaalguna operación (alarma visual en posición vertical). Cuando el dispositivo desobrepresión ha operado, es recomendable realizar un análisis de gases. Algunostransformadores equipados con relé de presión súbita, distinguen solamente unrápido aumento de presión. El relé opera un contacto de alarma entre un rango depresión específico.

4. Sistema de refrigeración (radiadores): revisar si las válvulas están abiertas o cerra-das, también si los ventiladores operan apropiadamente.

5. Fugas de la unidad: por lo menos una vez al mes de debe realizar una inspeccióna la unidad en busca de algún tipo de fuga (goteo continuo). Revisar la unidad cui-dadosamente para asegurar que estructuralmente esté libre de daños. Verificar queno existan fugas alrededor de empaquetaduras, tales como las de la tapa, escotillasde inspección o aisladores. Poder atención en las válvulas de muestreo, drenaje y de

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radiadores. Cualquier tipo de fuga puede significar que el transformador pierda suhermeticidad, con los riesgos que esto representa.

Tabla 4: Periodicidad de las Inspecciones Visuales del Transformador

Elemento a Inspeccionar Durante la PeriodoPuesta en Servicio [meses]

Hermeticidad de Filtraciones Si 1MSecador de Aire Si 1MAisladores de loza Si 1MPrensas y Conectores Si 1MRefrigeración forzada Si 1MControl de Temperatura Si 1MIndicadores de Nivel Si 1MConexiones a Tierra Si 1MGabinete de Control Si 1MRelé Buchholz Si 1MVálvula de Sobrepresión Si 1M

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4 MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES

4. MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES

4.1. Introducción

Los interruptores de poder son elementos diseñados para interrumpir el paso de ener-gía a través de un circuito eléctrico, cada vez que reciba una orden de abrir, ya sea desdeun relé de protección, o mediante un mando manual de un operador. Del mismo modo,permiten conectar la carga —aguas abajo del interruptor— una vez que reciben la ordende cierre dada por un operador, o una orden de re-cierre generada por un relé de protección.

La subestación Leyda de Emelectric tiene dos (2) interruptores de poder, trifásicos, dedisparo monopolar, marca Siemens, para tensión nominal de 123 kV, modelo 3AP1 FI, conque se protegen las líneas de transmisión en el circuito Tap Off. También cuenta con un (1)interruptor trifásico tripolar, marca Siemens, de tensión nominal de 123 kV, modelo 3AP1FG, para la protección del transformador de poder en el lado de Alta Tensión.

4.2. Descripción del Interruptor Siemens

El interruptor de poder 3AP1 FI es un interruptor tripolar de autocomprensión, en ver-sión para interperie, que emplea el gas SF6 como medio aislante y de extinción de arco. Seacciona mediante un accionamiento por acumulador de energía de resorte en cada fase,de manera que es apropiado para auto-reconexión monopolar y tripolar.

Cada columna polar contiene una carga de SF6 como medio de extinción y aislante,que constituye una cámara de gas herméticamente cerrada. La densidad del gas se vigi-la en cada polo con un monitor de densidad y la presión se indica mediante un manómetro.

La energía requerida para la maniobra se un polo es acumulada en un resorte de aper-tura. Los resortes de cierre y apetura se encuentran en el accionamiento.

El aramario de mando sujeto al polo central contiene todos los dispositivos para elcontrol y la vigilancia del interruptor de potencia y las regletas de bornes requeridas parala conexión eléctrica de control y monitoreo. La vigilancia del gas SF6 se hace de formamonopola en el armario de la unidad motriz. Los cables de conexión sirven para el acopleeléctrico del control con los mecanismos de accionamiento

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4.3. Mantenimiento del Interruptor Siemens

Para garantizar la seguridad de operación del interruptor se le tiene que realizar mante-nimiento. Cada inspección y medida de mantenimiento tiene como fin:

Constatar hasta que grado están desgastados ciertos componentes y verificar suestado,

asegurar que se mantengan en buen estado las piezas que todavía se encuentran enbuenas condiciones,

sustituir preventivamente algunas piezas desgastadas por otras nuevas,

asegurar la protección anticorrosiva.

Los interruptores de potencia se desgastan en función de su uso, es decir, de la cantidadde maniobras de cierre/apertura que se efectúen en él, o de la cantidad de arcos de fallaque deba despejar. Por esto, se debe distinguir entre:

Desgaste mecánico por fricción, según la cantidad de ciclos de maniobra (ciclos demaniobra mecánicos) y

desgaste como resultado de conmutaciones de corrientes de operación y cortocircui-to.

El límite de desgaste está calculado de manera que –en la mayoría de los casos– los di-ferentes servicios de mantenimiento se pueden efectuar a intervalos de tiempo fijos. Sólosi se maniobra el interruptor con una frecuencia relativamente grande, podrá ser necesa-rio efectuar una mantención antes del ciclo previsto, por haberse excedido en el númeroadmisible de cortes en carga o de conmutación bajo carga.

Este tipo de equipos de maniobra sólo puede ser intervenido por personal especializadoy debidamente capacitado.

4.4. Instrucciones de Seguridad

4.4.1. Acerca del personal que intervenga

Con el objeto de evitar accidentes, incendios o daños al medio ambiente, y para aegurarel funcionamiento seguro de la instalación de conmutación, se debe garantizar que:

estén designados los responsables y encargados de la supervisión para la realizaciónde la puesta en servicio,

que sólo intervenga personal calificado y debidamente instruido,

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tener siempre disponibles, en terreno, las instrucciones de servicio y normas para laseguridad de la operación, así como las instrucciones para planes de contingenciaen caso de ser necesario,

tener disponibles las herramientas, aparatos y equipos necesarios para la seguridaddel trabajo, así como el equipaminento de seguridad del personal que intervenga,según la tarea requerida,

utilizar sólo los materiales, lubricantes y materiales auxiliares permitidos por elfabricante.

4.4.2. Acerca del gas SF6

En estado puro, el hexafloruro de azufre es un gas transparente , inodoro e insípido, notóxico y no inflamable que, como el nitrógeno, es inactivo. Es empleo de SF6 no es peligro-so en tanto el aire inhalado contenga suficiente oxígeno. El SF6 no daña el medio ambiente.

El SF6 es más pesado que el aire y desplaza en grandes cantidades el aireque se respira =⇒ Peligro de Asfixia.

El SF6 puro es inodoro, no tóxico, casi 5 veces más pesado que el aire. Este gasconduce a un desplazamiento del oxígeno. Concentraciones de SF6 mayores de19 vol.% exigen medidas de protección especiales. Estas concentraciones puedenpresentarse en compartimientos de gas SF6 abiertos y sin ventilar, en el suelo enrecintos estrechos y cerrados de una instalación, así como en instalaciones a mayorprofundidad (como las canaletas por donde van los cables de control).

El hexafloruro de azufre SF6 no se debe evacuar a la atmósfera. Para los trabajos demantenimiento se han de utilizar el equipamiento adecuado de mantenimiento paragas.

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Figura 6: Interruptor Siemens 3AP1 FI

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Tabla 5: Capacidad de Aislamiento Interruptor Siemens Modelo 3AP1 FI

Tensión Nominal 123 kVTensión de ensayo soportadaa frecuencia industrialrespecto a tierra 230 kVa través de la distancia soportada 230 kVentre contactos abiertosentre polos 230 kVTensión de ensayo soportadaa impulso tipo rayorespecto a tierra 550 kVa través de la distancia soportada 550 kVentre contactos abiertosentre polos 550 kVDistancia disruptiva en el airerespecto a tierra 1200 mma través de la distancia entre 1200 mmcontactos abiertosLínea de fuga mínima a través delos aisladoresrespecto a tierra 3625 mma través de la distancia entre 3625 mmcontactos abiertos

Tabla 6: Datos Eléctricos del Interruptor Siemens Modelo 3AP1 FI

Tensión Nominal 123 kVFrecuencia Nominal 50 HzCorriente Nominal de Servicio 2000 ACorriente Nominal de Corte 31.5 kAen caso de cortocircuitoCorriente Nominal de Cierre 78.8 kAen cortocircuitoDuración Nominal del Cortocircuito 1 sSecuencia Nominal de Maniobra A-0,3s-CA-3min-CA

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Tabla 7: Tiempos de Conmutación del Interruptor Siemens Modelo 3AP1 FI

Duración Mínima de la orden 80 ms(cierre)Duración Mínima de la orden 80 ms(apertura)Tiempo de cierre 68 ms ± 7 msTiempo de apertura 34 ms ± 3 msTiempo de interrupción nominal � 65 msTiempo de cierre/apertura 55 ms ± 10 msTiempo muerto 300 ms

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5 MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO

5. MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO

5.1. Descripción General

El grupo electrógeno ha sido diseñado como una unidad autónoma para proporcionarenergía, en baja tensión, a la subestación, de forma que permita que en esta operen co-rrectamente sus servicios esenciales durante un corte de suministro del transformador depoder o del transformador de servicios auxiliares. En la figura 7 se muestra una fotografíadel grupo electrógeno sin su cámara de insonorización.

El motor diesel que acciona el grupo electrógeno está diseñado especialmente para cum-plir con esta función. El motor es de 4 o 2 tiempos e ignición por compresión. El sistemaeléctrico del motor es de 12Vcc.

El sistema de refrigeración consta de un radiador, un ventilador de gran capacidad y untermostato. El genrador tiene su propio ventilador interior para enfriar sus componentesinternos. El motor y el generador están acoplados y montados sobre un bastidor de acerode gran resistencia, este bastidor incluye un depósito de combustible con una capacidadaproximada de 8 horas de funcionamiento a plena carga.

El grupo electrógeno está dotado de unos aisladores de vibración diseñados para reducirlas vibraciones transmitidas por el motor a la fundación sobre la que está montado el grupoelectrógeno. También cuenta con una camara de insonorización que permite aislar el ruidogenerado por el grupo cuando está trabajando.

Figura 7: Fotografía del Grupo Electrógeno

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5 MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN GRUPO ELECTRÓGENO

5.2. Panel de Transferencia de Carga

El grupo electrógeno de la subestación Leyda se configurará para proporcionar, de formaautomática, potencia auxiliar en el supuesto de que falle la red principal. Esta función larealiza el Panel de Transferencia de Carga . Este panel está diseñado para detectar fallas enla fuente primaria de alimentación, indicar al grupo electrógeno que arranque, pasar lacarga de la red defectuosa al grupo electrógeno y a continuación volver a transferirla unavez que se haya reestablecido la fuente principal de alimentación

5.3. Mantenimiento

Es importante, para que el grupo electrógeno tenga una larga vida útil, que se realice elprograma de mantenimiento de forma adecuada. El mantenimiento y la inspección debeser realizada por personal técnico calificado.

En general el grupo electrógeno debe mantenerse limpio. No permitir que se acumulenlíquidos o capas de aceite sobre cualquier superficie externa o interna, sobre, debajo oalrededor de cualquier material de aislación acústica. Limpiar las superficies utilizandolíquidos acuosos para limpieza industrial. No se pueden utilizar disolventes inflamablespara la limpieza.

Cualquier material acústico con recubrimiento protector, que haya sido rasgado o perfo-rado, debe reemplazarse inmediatamente para evitar la acumulación de líquidos o capasde aceite dentro de este material.

5.4. Operación

Dado que el Grupo Electrógeno de la subestación Leyda se ha instalado sólo paratrabajar en caso de emergencias, por ausencia de la tensión axiliar, su operación será sóloesporádica y de muy baja frecuencia.

Tabla 8: Operación del Grupo Electrógeno

Condición operacional Tiempo de Operación FrecuenciaVerificación operacional 1 Hr 1 vez al mesTrabajos Mantenimiento Programado ≤ 6 Hr 1 vez cada 3 añosPartidas Automáticas de Emergencia ≤ 6 Hr máximo 2 veces al año

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6 OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA

6. OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA

La subestación Leyda está diseñada para operar en forma de forma ininterrumpida ano ser que ocurran fallas o eventos no deseados que alteren esta condición. Es decir —unavez que entre en servicio— estará energizada permanente, durante las 24 horas del día,los 365 días del año.

Todo el diseño de la subestación, desde sus cimientos, pasando por los materiales autilizar, hasta la adquisición de equipos de alta tecnología fueron adquiridos basándoseen estrictas especificaciones ténicas. Todo esta evaluado para permitir que la subestaciónopere de forma ininterrumpida. Para ello se contrataron los estudios de ingeniería pararealizar Estudios de Cálculo Sísmico de los equipos y estructuras de soporte, Estudio Mecánicade Suelos, Diseño y Cáalculo Estructural, Estudio de Coordinación de Protecciones. Así mismo,los sistemas de protecciones de la subestación están todos debidamente respaldados encada una de sus funciones, para aislar cualquier tipo de falla que se produzca en formainterna o externa a la subestación eléctrica.

La subestación Leyda también contará con un moderno enlace de comunicaciones, quepermitirá monitorear y operar en línea la subestación, y en forma remota desde el Centrode Control y Despacho ubicado en Melipilla, o desde cualquier otro punto que este ope-rando dentro de la red SCADA de la compañía.

6.1. Plan General de Mantenimiento

Más allá del equipo en sí y de sus particularidades de mantenimiento, el Plan deMantenimiento Programado de Emelectric se puede resumir en lo siguiente:

Se pone énfasis en la inspección preventiva - predictica no intrusiva, es decir, se re-fuerza toda aquella tarea de mantenimiento que se pueda realizar en forma preven-tiva sin requerir de una desconexíón de las instalaciones.

Se realiza inspección visual de forma mensual a las instalaciones, durante el regimenpermanente de trabajo, cada subestación primaria de Emeletric es visitada por unTécnico especialista, quien revisa de forma visual todas las instalaciones en busca deanormalidades que puedan alterar en buen funcionamiento de los equipos. En estaoportunidad también se hace una prueba operacional del Grupo Electrógeno.

Se realizan inspecciones preventivas cada seis (6) meses, en estos casos, la inspec-ción se hará en detalle, tomando el estado operacional de los equipos, inspeccióncon Cámara Termográfica, verificación de los contadores de operación, verificación

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6 OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN LEYDA

operacional del transformador, etc., tal como se indica en las Tablas 9, 10, 11 y 12 dela sección 7.

Examen de Aceite del Transformador, una vez al año, en el periodo de máxima carga,se estrae una muestra de aceite del transformador en servicio y se envía a un labora-torio para que se le realicen exámenes físico-químicos y cromatógráficos. Siendo eltransformador del poder el elemento central de la subestación, se prioriza este tipo depruebas que permiten tener un diagnóstico temprano de su condición operacional.

Se realizan trabajos de mantenimiento menor sólo cuando se requiere, es común quese deba efectuar un desmalezado del recinto interior de la subestación, reparaciónde cercos perimetrales, limpieza y pintado paredes o cierres perimetrales, manteni-miento de caminos de acceso e interiores, control de plagas y otros trabajos menores.

Se programa una desconexión de la instalaciones una (1) vez cada 36 meses, en es-tas desconexiónes programadas, normalmente por un periodo de 6 horas continuas,se realizan pruebas eléctricas a los equipos en servicio, limpieza con paño de la ais-lación o reemplazo de partes dañadas si las hubiese. Normalmente involucran unagran cantidad de personal en faena.

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7 PLANTILLAS DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS

7. PLANTILLAS DE MANTENIMIENTO DE EQUIPOS

Luego de la Puesta en Servicio de las nuevas instalaciones eléctricas, se inspeccionaoperacionalente la subestación en la búsqueda de fallas de infancia de los equipos. En unaprimera etapa el periodo de inspección es diario. Inmediatamente después, con la subes-tación trabajando en régimen normal, comienzan a operar los periodos de mantenimientoque se indican en las Tablas 9, 10, 11 y 12.

Tabla 9: Plantilla de Manteninimiento Transformadores de Medida

Descripción de la Tarea Periodo [Meses]

TRANSFORMADORES DE CORRIENTEInspección de conexiones a tierra, óxido y pintura 6Inspección Termográfica 6Inspección de fuelle interno 96Medida de aislación total (Factor de Potencia) 96Medida de Razón de Transformación 96Medida de burden 96

TRANSFORMADORES DE POTENCIALInspección de conexiones a tierra, óxido y pintura 6Inspección Termográfica 6Inspección de fuelle interno 96Medida de aislación total (Factor de Potencia) 96Medida de Razón de Transformación 96Medida de burden 96

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Tabla 10: Plantilla de Manteninimiento Transformador de Poder


ESTANQUE PRINCIPALInspección de Temperaturas locales, conexiones a tierra, 6

bushings, ruidos anormalesInspección de óxiodos y pinturas 6Inspección de nivel de aceite y filtraciones 6Inspección visual de instrumentos 6

(Buchholz, Indicador Nivel de Aceite, Imagen Térmica)Termografía de conexiones en bushings, conservadores y 6

estanque principalMedida de aislación total (Factor de Potencia) 36Medida de resistencia de aislación 36Medida de Razón de Transformación 36Prueba de instrumentación (Sobrepresión, Buchholz, 36

Nivel de Aceite, sensores detemperatura)

ACEITE TRANSFORMADORAnálisis cromatográfico de gases disueltos en el aceite (DGA) 12Análisis Físico-Químico (Acidez, tensión interfacial, 12

contenido humedad, factor de potencia)Análisis de Furanos 12Rigidez dieléctrica del Aceite CRReemplazo Sílica Gel y Aceite del filtro CR

CAMBIADOR DE TOMAS BAJO CARGAPrueba Operacional de funcionamiento 6Inspección Nivel de Aceite 6Rigidez dieléctrica del Aceite CRReemplazo Sílica Gel y aceite filtro CRAnálisis Físico-Químico (Acidez, Tensión Interfacial, Viscocidad) 12Cromatografía de gases (DGA) 12

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Tabla 11: Plantilla de Manteninimiento Interruptores


INTERRUPTORES DE AT EN GAS SF6Inspección de conexiones a tierra, número de operaciones, 6

indicador de estado (abierto/cerrado), óxido y pinturaRevisión de Densímetro o Manómetro de gas SF6 6Chequeo de fugas con Detector de Gas SF6 6Inspección de switches auxiliares 72Verificación de operación eléctrica y mecánica 72Medida de resistencia de contactos 72Medida de tiempos de operación 72Medida de aislación total (Factor de Potencia) 72

GABINETES Y MECANISMOS DE ACCIONAMIENTOInspección del estado de los calefactores 6Limpieza genaral del gabinete 12Lubricación 72Verificación de tiempos de respuesta del mecanismo 72Control de operación de switch del mecanismo 72Inspección de conexiónes y cables 72Inspección y limpieza general del mecanismo 72

INTERRUPTORES EN CELDAS TIPO SWITCHGEARInspección de conexiones a tierra, número de operaciones, 6

indicador de estado (abierto/cerrado), óxido y pinturaInpección de respiraderos, calefactores y ventilación 6Prueba mecanismo de extracción del interruptor y 6

limpieza interna de la celda Inspección de switches auxiliares 72Verificación de operación eléctrica y mecánica 72Medida de resistencia de contactos 72Medida de tiempos de operación 72Revisión de contactos y cámara de extinción 72

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Tabla 12: Plantilla de Manteninimiento Servicios Auxiliares


TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARESInspección de conexiones a tierra, óxidos y pintura 6Termografía de conexiónes, estanque de aceite y radiadores 6Inspección de Tablero General de Fuerza y Alumbrado 6Medida de aislación total (Factor de Potencia) 96Medida de Razón de Transformación 96

CARGADOR DE BATERÍASInspección de conexiones a tierra, óxido y pintura gabinete 6Verificación de estado de las alarmas del cargador 6Verificación de voltaje de flotación de las baterías 6Medida del la tensión continua hacia la carga Vcc 6Revisión Tablero de Distribución de Continua 6

BANCO DE BATERÍASInspección de conexiones a tierra, óxido y pintura del estante 6Inspección visual estado de las baterías 6

(búsqueda de derrames o sulfatación de conexiones)Verificación de los extractores de aire de la sala de baterías 6Verificación de voltaje de flotación de las baterías 6Revisión de baterías una a una, con instrumentación 6Revisión de electrolito 6

(No aplica para baterías selladas)

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Documents

82375913 Mantenimiento a Una Subestacion Electrica