90557141 MANUAL CFE Interruptores Potencia

COORDINADORA DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

MANUAL DE INTERRUPTORES DE POTENCIA

DIRECTORIO

ING. ALFREDO ELÍAS AYUB DIRECTOR GENERAL

ING. ARTURO HERNÁNDEZ ÁLVAREZ DIRECTOR DE OPERACIÓN

ING. ENRIQUE ROSALES GIL SUBDIRECTOR

TRANSMISIÓN, TRANSFORMACIÓN Y CONTROL

ING. NOÉ PEÑA SILVA COORDINADOR

TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

ING. JUAN BAUTISTA FLORES GERENTE

SUBESTACIONES Y LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

MÉXICO D.F., MARZO 2003

COORDINADORA DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN


PUBLICADO POR:

GERENCIA DE SUBESTACIONES Y LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

DEPENDIENTE DE LA COORDINADORA DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

RESPONSABLE DE LA PUBLICACIÓN CFE: ING. GILBERTO PANIAGUA GARCÍA

PARTICIPANTES: ÁREAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

EDITADO POR: INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS

MÉXICO D.F., MARZO 2003

PRESENTACIÓN A nivel mundial la electricidad es una de las palancas fundamentales para el desarrollo de

los países, México no es la excepción, el crecimiento del sector eléctrico a seguido una ruta

paralela al desarrollo y avance tecnológico del país, la demanda de la energía eléctrica

crece en forma exponencial con el transcurso del tiempo. Lo anterior ha obligado a la

Comisión Federal de Electricidad, a construir líneas de alta tensión para el transporte de

grandes bloques de energía, de las centrales generadoras hasta los centros de consumo; así

mismo para hacer más económica y eficiente su transformación y distribución se han

construido subestaciones de potencia elevadoras y reductoras aprovechado las nuevas

tecnologías.

El interruptor de potencia es uno de los elementos fundamentales en el Sistema Eléctrico

Nacional, cuya función es asegurar el flujo continuo de corriente en condiciones normales

de operación, y en el caso de falla interrumpir dicho flujo aislando el elemento de falla y

protegiendo al personal y resto del equipo.

Este “Manual de Interruptores de Potencia”, contiene información de rápido acceso, para

resolver problemas de operación, mantenimiento, puestas en servicio y pruebas eléctricas,

para consulta del personal técnico de las Áreas de la Comisión Federal de Electricidad.

Este documento muestra la preocupación de los directivos de Comisión Federal de

Electricidad, por difundir sin restricciones y promover la aplicación de nuevas tecnologías

en forma consistente y homogénea en todos los ámbitos de la empresa a fin de optimizar

los procesos de Generación, Transmisión y Distribución.

Para mantener actualizado este manual, es conveniente su mantenimiento cada cinco años,

con nuevos procedimientos de mantenimiento y operación, según las nuevas tecnologías en

interruptores de potencia, equipo de prueba y experiencia de campo.

CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN 1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1-1

2 OBJETIVO 2.1 OBJETIVO ....................................................................................................... 2-1

3 EL ARCO ELÉCTRICO EN EL INTERRUPTOR 3.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 3-1

3.2 EL ARCO ELÉCTRICO ............................................................................... 3-2

3.2.1 Física de la materia ....................................................................................... 3-2

3.2.2 Ionización .................................................................................................... 3-2

3.2.3 Desionización .............................................................................................. 3-3

3.2.4 Caída de tensión del arco ............................................................................. 3-3

3.2.5 Comportamiento térmico ............................................................................. 3-6

3.2.6 Pérdidas de calor del plasma ....................................................................... 3-6

3.3 INTERRUPCIÓN DE CIRCUITOS DE C.D. Y C.A................................. 3-6

3.4 MÉTODOS DE EXTINCIÓN DEL ARCO ELÉCTRICO .......................... 3-7

3.4.1 Interrupción por alta resistencia .................................................................. 3-7

3.4.2 Interrupción por baja resistencia o de corriente cero .................................. 3-9

3.5 EXTINCIÓN EN CORRIENTE ALTERNA ............................................... 3-11

3.6 TEORÍAS PRINCIPALES DE INTERRUPCIÓN DE CIRCUITOS ........... 3-12

3.6.1 Teoría de Slepian ......................................................................................... 3-12

3.6.2 Teoría de Prince ........................................................................................... 3-13

3.6.3 Teoría de Cassie ........................................................................................... 3-13

3.6.4 Teoría de Mayr ........................................................................................... 3-13

3.6.5 Teoría combinada de Browne ...................................................................... 3-13

3.7 RELACIÓN ENTRE CIRCUITOS E INTERRUPTORES ......................... 3-13

3.7.1 Transitorios eléctricos ................................................................................ 3-13

3.8 COMPORTAMIENTO DEL ARCO ............................................................. 3-15 3.9 TRANSITORIOS ELÉCTRICOS ................................................................ 3-16 3.10 CONSTANTES Y CONDICIONES DE LOS CIRCUITOS ....................... 3-17

3.11 LA TENSIÓN DESPUÉS DE LA CORRIENTE CERO FINAL ................. 3-17

i

3.11.1 Efecto de la tensión transitoria de restablecimiento ................................... 3-18

3.11.2 Características de la tensión transitoria de restablecimiento ...................... 3-18

3.11.3 Frecuencia natural ...................................................................................... 3-19

3.11.4 Factores que determinan a las características de la TTR ............................ 3-19

3.12 PRINCIPIO DE OPERACIÓN ...................................................................... 3-21

3.12.1 Proceso de cierre ......................................................................................... 3-23

3.12.2 Proceso de apertura ..................................................................................... 3-24

4 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS NOMINALES 4.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 4-1

4.2 CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN ....................................... 4-2

4.3 CARACTERÍSTICAS NOMINALES .......................................................... 4-2

4.3.1 Tensión nominal y tensión máxima de diseño .............................................. 4-3

4.3.2 Corriente nominal ........................................................................................ 4-4

4.3.3 Frecuencia nominal ...................................................................................... 4-4

4.3.4 Presión nominal de operación del gas para maniobra e interrupción .......... 4-4

4.3.5 Capacidad interruptiva nominal .................................................................. 4-4

4.3.6 Capacidad de cierre o de conexión nominal ................................................. 4-10

4.3.7 Corriente nominal de tiempo corto ............................................................... 4-10

4.3.8 Secuencia de operación nominal ................................................................. 4-10

4.3.9 Tensión Transitoria de Restablecimiento (TTR) nominal por falla en

terminales ..................................................................................................... 4-11

4.3.10 Corriente capacitiva nominal de interrupción .............................................. 4-14

4.3.11 Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (NBAI) ................................................ 4-15

4.3.12 Niveles de contaminación ...................................................................................... 4-20

5 TIPOS DE INTERRUPTORES 5.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 5-1

5.2 CLASIFICACIÓN DE INTERRUPTORES ................................................. 5-2

5.2.1 Tipos de interruptores por nivel de tensión .................................................. 5-2

5.2.2 Interruptores por lugar de instalación .......................................................... 5-2 5.2.3 Interruptores por características externas de diseño .................................... 5-3

5.2.4 Interruptores por método y tipo de medio de interrupción ........................... 5-3

5.3 INTERRUPTORES DE SOPLO MAGNÉTICO .......................................... 5-4

5.4 INTERRUPTORES DE SOPLO DE AIRE ................................................... 5-5

ii

5.5 INTERRUPTORES SIMPLES DE INTERRUPCIÓN EN ACEITE ............ 5-5

5.6 INTERRUPTORES EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE .......................... 5-8

5.6.1 Tipos de cámaras de extinción para interruptores en gran volumen de aceite ............................................................................................................ 5-11

5.7 INTERRUPTORES EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE ........................ 5-11

5.7.1 Tipos de cámaras de extinción usadas en interruptores de pequeño volumen de aceite ........................................................................................ 5-13

5.8 INTERRUPTORES EN SF6 ........................................................................... 5-15

5.8.1 Interruptores de dos presiones en SF6 .......................................................... 5-15

5.9 PRIMERA GENERACIÓN DE INTERRUPTORES EN SF6 ....................... 5-15

5.9.1 Interruptores de soplo de una presión ......................................................... 5-15

5.9.2 Interruptores de soplo .................................................................................. 5-16

5.9.3 Interruptores de autosoplado ........................................................................ 5-18

5.10 SEGUNDA GENERACIÓN DE INTERRUPTORES EN SF6 ................... 5-18

5.11 TERCERA GENERACIÓN DE INTERRUPTORES EN SF6 .................. 5-20

5.12 INTERRUPTORES EN VACÍO ................................................................. 5-22

5.13 DISEÑO DIELÉCTRICO ............................................................................ 5-27

5.14 MECANISMO DE OPERACIÓN ............................................................... 5-27

5.14.1 Mecanismo de resortes ............................................................................... 5-28

5.14.2 Mecanismo neumático ................................................................................. 5-32

5.14.3 Mecanismo hidráulico .................................................................................. 5-37

6 CARACTERÍSTICAS DE LOS MEDIOS DE EXTINCIÓN MAS USADOS

6.1 ACEITE AISLANTE ..................................................................................... 6-1

6.1.1 Propiedades del aceite aislante ................................................................... 6-2

6.1.2 Interrupción de corriente en aceite ............................................................. 6-2

6.2 AIRE ...................................................................................................................... 6-4 6.2.1 Propiedades eléctricas estáticas ................................................................... 6-4

6.2.2 Rigidez dieléctrica del aire ............................................................................ 6-5

6.3 VACÍO .................................................................................................................. 6-8 6.3.1 El vacío como medio interruptivo ................................................................ 6-8

6.3.2 Comportamiento del arco en el vacío ............................................................. 6-9

6.3.3 Estabilidad del arco en vacío ........................................................................ 6-9

6.3.4 Ruptura en vacío ........................................................................................... 6-10

iii

6.3.5 Interrupción prematura o corte de corriente (current chopping) ............................ 6-12

6.3.6 Características de recuperación de los dispositivos de vacío ................................. 6-12

6.4 HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6) ..................................................... 6-15

6.4.1 Propiedades físicas y químicas del SF6 ........................................................ 6-15

6.4.2 Rigidez dieléctrica del SF6 ............................................................................. 6-19

6.4.3 Capacidad de extinción del arco ................................................................... 6-20

6.4.4 Factor de pérdidas ........................................................................................ 6-20

6.5 CONTAMINACIÓN DEL SF6 EN EQUIPO DE INTERRUPCIÓN ........ 6-25

6.5.1 Contaminación por el manejo del gas ......................................................... 6-25

6.5.2 Contaminación por fugas ............................................................................. 6-25

6.5.3 Contaminación por desabsorción ................................................................ 6-25

6.5.4 Descomposición por descargas eléctricas .................................................... 6-26

6.5.5 Reacciones secundarias de los productos de descomposición ..................................... 6-27

6.5.6 Generación mecánica de partículas .................................................................................. 6-27

6.6 MECANISMOS DE DESCOMPOSICIÓN ...................................................... 6-27

6.7 EFECTOS ADVERSOS DEL SF6 Y DE SUS PRODUCTOS DE DESCOMPOSICIÓN ................................................................................... 6-29

6.7.1 Influencia en humanos ................................................................................ 6-29

6.7.2 Efectos en el equipo .................................................................................... 6-32

6.8 NEUTRALIZACIÓN ....................................................................................... 6-33

6.9 SF6 Y LA ATMÓSFERA ............................................................................. 6-33

6.10 REQUERIMIENTOS DE PUREZA PARA EL SF6 REGENERADO ..... 6-34

6.11 REUTILIZACIÓN DEL SF6 EN EQUIPO DE INTERRUPCIÓN ........... 6-36

6.12 EQUIPO DE REGENERACIÓN ................................................................ 6-38

6.12.1 Verificación de la calidad del gas regenerado ............................................. 6-40

6.12.2 Determinación de la categoría del gas SF6 usado ......................................... 6-41

6.13 PROCEDIMIENTOS DE MANEJO ............................................................ 6-43

6.13.1 Protección respiratoria ................................................................................. 6-43

6.13.2 Protección de la piel ................................................................................... 6-44

6.13.3 Requerimientos del equipo de aspiración .................................................... 6-44

6.13.4 Requerimientos de ventilación .................................................................... 6-47

6.13.5 Requerimientos de limpieza ........................................................................ 6-48

6.13.6 Desecho de los materiales de limpieza ........................................................ 6-48

6.13.7 Higiene personal .......................................................................................... 6-48

iv

6.14 DESTRUCCIÓN DEL SF6 ............................................................................ 6-48

6.15 MEZCLAS DE SF6 ........................................................................................ 6-49

7 TEORÍA SOBRE PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO A INTERRUPTORES

7.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 7-1

7.2 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ......................................................... 7-2

7.2.1 Aplicación de la prueba a interruptores ........................................................ 7-5

7.2.2 Interpretación de la resistencia de aislamiento en interruptores ................... 7-6

7.3 FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO .................................... 7-7

7.4 MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Y CAPACITANCIA A BOQUILLAS ................................................................................................. 7-9

7.4.1 Medición de descargas parciales .............................................................. 7-12 7.4.2 Gases disueltos en boquillas con papel impregnado .................................... 7-14

7.5 PRUEBAS AL ACEITE AISLANTE ......................................................... 7-15

7.5.1 Pruebas de rutina a aceites aislantes ........................................................... 7-15

7.5.2 Pruebas normalizadas .................................................................................. 7-19

7.6 PRUEBAS FÍSICO-QUÍMICAS AL SF6 .................................................... 7-23

7.6.1 Punto de rocío .............................................................................................. 7-24

7.6.2 Rigidez dieléctrica del SF6 ........................................................................... 7-24

7.6.3 Acidez .......................................................................................................... 7-25

7.6.4 Contenido de oxígeno .................................................................................. 7-25

7.6.5 Fluoruro hidrolizable ................................................................................... 7-25

7.6.6 Subproductos de descomposición ................................................................ 7-25

7.7 PRUEBA DE TIEMPOS DE OPERACIÓN ..................................................... 7-25 7.7.1 Pruebas normales ......................................................................................... 7-28

7.7.2 Valores de prueba ....................................................................................... 7-28

7.8 RESISTENCIA DE CONTACTOS ............................................................. 7-29

7.8.1 Resistencia de contacto y temperatura del contacto .................................... 7-29

7.9 ANÁLISIS DE VIBRACIÓN ...................................................................... 7-32

7.10 CONTAMINACIÓN ...................................................................................... 7-33

7.11 SISMISIDAD ................................................................................................. 7-33

8 MANTENIMIENTO 8.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 8-1

v

8.2 PLANEACIÓN DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO ................ 8-1

8.2.1 Objetivos del mantenimiento ........................................................................ 8-3

8.2.2 Tipos de mantenimiento .............................................................................. 8-3

8.2.3 Criterios para aplicación de mantenimiento en interruptores ....................... 8-5

8.3 EJECUCIÓN DEL MANTENIMIENTO .................................................... 8-10

8.4 VALORIZACIÓN DE CRÉDITOS DE TRABAJO..................................... 8-10

9 APLICACIONES PRÁCTICAS DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

9.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 9-1

9.2 PROCESO DE INTERRUPCIÓN ............................................................... 9-2

9.3 TENSIÓN TRANSITORIA DE RESTABLECIMIENTO (TTR) ............. 9-4

9.3.1 Cálculo de la TTR ....................................................................................... 9-5

9.3.2 Tensión de restablecimiento de frecuencia fundamental ............................. 9-5

9.3.3 Tensión de restablecimiento de una frecuencia ......................................... 9-6 9.3.4 TTR de doble frecuencia ............................................................................. 9-6

9.3.5 Falla de línea corta ....................................................................................... 9-9

9.3.6 Efecto del factor de potencia de la carga en la TTR ..................................... 9-11

9.3.7 Circuito resistivo ......................................................................................... 9-11

9.3.8 Circuito inductivo ........................................................................................ 9-11

9.3.9 Circuito capacitivo ...................................................................................... 9-13

9.3.10 Efecto de la corriente asimétrica ................................................................. 9-16

9.4 CONDICIONES DE OPERACIÓN ............................................................ 9-17

9.4.1 Interrupción de corrientes capacitivas ......................................................... 9-17

9.4.2 Interrupción de corrientes en circuitos con una relación X/R alta ................ 9-26

9.4.3 Interrupción de corrientes inductivas ........................................................... 9-29

9.4.4 Ferroresonancia ............................................................................................ 9-33

9.4.5 Apertura y cierre sincronizado .................................................................... 9-34

9.4.6 Relevador de sincronismo ........................................................................... 9-35

9.4.7 Interrupción de oposición de fases .............................................................. 9-38

9.4.8 Falla evolutiva ............................................................................................. 9-43

9.5 CRITERIOS DE APLICACIÓN .................................................................. 9-44

9.5.1 Corrientes de falla ........................................................................................ 9-45

9.5.2 Tensión Transitoria de Recuperación (TTR) ................................................ 9-46

9.5.3 Sobretensiones por maniobra ....................................................................... 9-48

vi

9.5.4 Coordinación de aislamiento ....................................................................... 9-51

9.5.5 Aplicación a altitudes mayores a 1,000 m.s.n.m. ......................................... 9-51

9.5.6 Contaminación ............................................................................................. 9-53

9.5.7 Consideraciones sísmicas ............................................................................ 9-53

9.5.8 Consideraciones de diseño ........................................................................... 9-59

9.5.9 Interruptores de tanque muerto .................................................................... 9-60

9.5.10 Interruptores de tanque vivo ......................................................................... 9-61

9.5.11 Ruido ............................................................................................................ 9-61

10 DIAGNÓSTICO DE FALLAS Y MONITOREO 10.1 INVESTIGACIÓN DE FALLAS .................................................................. 10-1

10.2 PROCEDIMIENTO PARA INVESTIGACIÓN DE FALLAS EN INTERRUPTORES ....................................................................................... 10-1

10.2.1 Acciones inmediatas ........................................................................................ 10-2

10.2.2 Investigación ............................................................................................... 10-3

10.2.3 Diagrama de flujo de la investigación ......................................................... 10-4

10.2.4 Plan de acción recomendado ...................................................................... 10-4

10.3 RECOPILACIÓN DE DATOS ...................................................................... 10-7 10.3.1 Enfoque general ....................................................................................................................... 10-7

10.3.2 Preparación ............................................................................................................................... 10-7

10.3.3 Investigación inmediata ................................................................................... 10-10

10.3.4 Investigación subsecuente ............................................................................... 10-11

10.4 ANÁLISIS DE FALLA ................................................................................... 10-11 10.4.1 Fallas del mecanismo de operación ................................................................. 10-12

10.4.2 Fallas debidas a degradación del aislamiento sólido externo .......................... 10-13

10.4.3 Fallas debidas a tensiones transitorias ............................................................. 10-14

10.4.4 Fallas debidas a aplicación errónea ................................................................. 10-14

10.4.5 Resistencias, capacitores y transformadores de corriente ................................ 10-15

10.4.6 Fallas debidas a animales ................................................................................ 10-15

10.4.7 Otras causas de falla ........................................................................................ 10-15

10.5 FALLAS DIELÉCTRICAS INTERNAS Y EN LA CÁMARA ..................................... 10-16 10.5.1 Interruptores de soplo de una presión en SF6 .................................................. 10-16

10.5.2 Interruptores con gas SF6 de dos presiones ..................................................... 10-17

10.5.3 Interruptores de gran volumen de aceite .......................................................... 10-18

10.5.4 Interruptores en vacío ...................................................................................... 10-18

vii

10.5.5 Interruptores de soplo magnético .................................................................... 10-20

10.5.6 Interruptores de soplo de aire .......................................................................... 10-21

10.5.7 Interruptores en pequeño volumen de aceite ................................................... 10-21

10.6 TIPOS DE FALLA Y CAUSAS ........................................................................ 10-22

10.7 DIAGNÓSTICO DE FALLAS .......................................................................... 10-23

10.8 MONITOREO .................................................................................................... 10-30

11 PRUEBAS DE RUTINA Y PROTOTIPO A INTERRUPTORES 11.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 11-1

11.2 PRUEBAS DE RUTINA Y PROTOTIPO ............................................... 11-1

11.3 PRUEBAS DIELÉCTRICAS ...................................................................... 11-2

11.3.1 Condiciones ambientales durante las pruebas ................................................ 11-2

11.3.2 Procedimiento para prueba de potencial aplicado en condiciones húmedas 11-2

11.3.3 Condiciones del interruptor durante las pruebas dieléctricas ..................... 11-3

11.3.4 Criterios para pasar la prueba ...................................................................... 11-4

11.3.5 Condiciones de prueba y aplicación de la tensión de prueba ...................... 11-5

11.3.6 Pruebas a interruptores de Ur≤245 kV ........................................................ 11-7

11.3.7 Pruebas a interruptores de Ur>245 kV ......................................................... 11-8

11.3.8 Pruebas de contaminación artificial ............................................................. 11-8

11.3.9 Pruebas de descargas parciales ..................................................................... 11-8

11.3.10 Pruebas de circuitos auxiliares y de control ................................................. 11-9

11.4 PRUEBA DE VOLTAJE DE RADIO INTERFERENCIA (R.I.V.) .............. 11-9

11.5 MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE CIRCUITOS ............................. 11-11

11.6 PRUEBA DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA .................................. 11-11

11.7 PRUEBA DE CORRIENTE PICO Y DE CORRIENTE INSTANTÁNEA ...... 11-12

11.8 PRUEBAS DE HERMETICIDAD ............................................................. 11-14

11.9 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA (EMC) ..... 11-15

11.10 PRUEBA DE OPERACIÓN MECÁNICA ............................................... 11-16

11.11 PRUEBAS DE CORTOCIRCUITO ................................................................. 11-18 11.11.1 Comportamiento del interruptor antes, durante y después de las pruebas de

cortocircuito ................................................................................................. 11-20

11.11.2 Magnitudes para la prueba de cortocircuito ................................................. 11-21

11.11.3 Procedimiento de prueba ............................................................................. 11-22

11.12 PRUEBAS DE FALLA A TIERRA ............................................................ 11-23

viii

ix

11.13 PRUEBAS DE FALLA DE LÍNEA CORTA ............................................ 11-23

11.14 PRUEBAS DE INTERRUPCIÓN DE CORRIENTES INDUCTIVAS (REACTORES Y MOTORES) ................................................................... 11-24

11.15 PRUEBAS DE APERTURA Y CIERRE DE DEFASAMIENTO (FUERA DE FASE) ..................................................................................... 11-24

11.16 PRUEBAS DE INTERRUPCIÓN DE CORRIENTES CAPACITIVAS 11-24

11.17 VERIFICACIÓN VISUAL Y DEL DISEÑO ...................................................... 11-26

11.18 VERIFICACIÓN DEL GRADO DE PROTECCIÓN ................................. 11-26

11.18.1 Verificación del código IP ............................................................................ 11-26 11.18.2 Prueba de impacto ........................................................................................ 11-26

11.19 PRUEBAS DE TEMPERATURAS EXTREMAS ...................................... 11-26

11.19.1 Prueba de temperatura extremadamente baja ............................................ 11-27

11.19.2 Prueba de temperatura extremadamente alta ............................................... 11-30

11.20 PRUEBA DE HUMEDAD .......................................................................... 11-30 11.21 PRUEBAS DE CARGA ESTÁTICA EN TERMINALES ........................ 11-33

ANEXO 1 GLOSARIO

ANEXO 2 PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA SGP-A002-S PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE SINCRONISMO Y

TIEMPOS DE OPERACIÓN DE INTERRUPTORES SGP-A003-S PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA DE

AISLAMIENTO EN EQUIPO ELÉCTRICO GGT-027 PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE RESISTENCIA DE

CONTACTOS

ANEXO 3 VALORIZACIÓN POR CRÉDITOS DE TRABAJO

ANEXO 4 CUESTIONARIO DE CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE INTERRUPTORES DE POTENCIA

ANEXO 5 SÍNTESIS DE FALLAS DE INTERRUPTORES DE POTENCIA EN EL PERÍODO DE 1981 AL 2001

BIBLIOGRAFÍA


CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1 INTRODUCCIÓN El interruptor es un dispositivo, cuya función es asegurar el flujo continuo de corriente en una red eléctrica bajo condiciones normales de operación e interrumpirlo cuando se presentan condiciones anormales o fallas. Se utiliza para controlar el flujo de corriente y como medio de protección para el personal y el equipo. Se conecta en serie con el circuito que se va a proteger y entre otras cosas es capaz de:

Desde que se empezó a utilizar la energía eléctrica, surgió la necesidad de inventar equipos de conexión y desconexión capaces de establecer e interrumpir el flujo de corriente. De esta forma, surgieron los primeros diseños de interruptores, los cuales fueron muy rudimentarios y estaban basados en conocimientos empíricos. Estos diseños fueron mejorando en función del crecimiento de los sistemas eléctricos, obligando a los diseñadores a incluir el uso de herramientas sofisticadas con el propósito de lograr interruptores más confiables y con mayor capacidad.

• Interrumpir: (a) cualquier nivel de corriente que circule por sus contactos, desde unos cuantos amperes, hasta su capacidad de corto circuito, ambas simétricas y asimétricas, a las tensiones especificadas en la norma IEC-62271-100

CFE/CTT

1-1

INTRODUCCIÓN

y (b) hasta el 25 % de su capacidad de corto circuito al doble de su tensión nominal entre fases.

• Cerrar con la corriente máxima de corto circuito a la tensión nominal entre fases y al 25 % de la corriente máxima de corto circuito al doble de su tensión nominal entre fases.

• Conectar y desconectar corrientes inductivas, capacitivas (línea, cable y banco de capacitores) y corrientes de reactores sin generar sobretensiones excesivas que sobre-esfuercen las capacidades dieléctricas del sistema de transmisión o distribución.

• Efectuar operaciones de cierre apertura cuando sea requerido y

• Conducir su corriente nominal sin sobrecalentar sus componentes.

Para realizar con éxito las funciones anteriores, es necesario que el interruptor tenga un buen diseño mecánico para cumplir los requerimientos de apertura y cierre de sus contactos y un buen diseño eléctrico para asegurar que el interruptor soporte los esfuerzos eléctricos y térmicos a los que se somete durante su operación.

El interruptor se vuelve más complejo conforme se incrementan las corrientes de corto circuito y las tensiones y, al mismo tiempo, cuando se reducen los tiempos de liberación de fallas. Este último requerimiento es con el propósito de mantener una estabilidad adecuada en el sistema eléctrico.

Un interruptor tiene cuatro componentes principales: (1) medio interruptivo (que puede ser gas SF6, vacío, aire o aceite), (2) cámara

interruptiva, (3) aisladores y (4) mecanismo de operación.

Por otra parte, en los últimos años ha habido un desarrollo muy importante en la tecnología de interruptores de potencia, donde el uso de programas de computadora ha permitido clarificar el comportamiento del arco eléctrico durante la interrupción. Esto mediante el desarrollo de modelos precisos de arcos elaborados utilizando combinaciones de diferentes áreas de la ciencia, como la dinámica de fluidos y la termodinámica. Para propósitos de diseño, se está aplicando ampliamente el diseño asistido por computadora (CAE) en el análisis de campos eléctricos, análisis de distribución de presión y análisis mecánico (incluyendo fuerzas de operación y respuesta sísmica) para lograr diseños optimizados de interruptores.

Adicionalmente, hay un mercado con un crecimiento constante en la demanda de interruptores, con una mayor capacidad interruptiva y tensión nominal para enfrentar la creciente demanda de los sistemas de potencia. Para cumplir con esas tendencias se están desarrollando generaciones nuevas de interruptores con altas capacidades interruptivas, ayudado por el uso de computadoras y técnicas de monitoreo y diagnóstico que cubren una amplia gama de análisis, diseño, medición y pruebas.

Para estar acorde con estas tendencias tecnológicas, CFE decidió realizar una revisión de la información contenida en el “Manual de Interruptores de Potencia” publicado en octubre de 1991 por la Comisión Federal de Electricidad y editar una nueva edición que cubra entre otros aspectos: fenómeno interruptivo, tecnologías nuevas, cambios en las normas, procedimientos de prueba, pruebas prototipo, aplicación, criterios

CFE/CTT

1-2

INTRODUCCIÓN

CFE/CTT

1-3

de diagnóstico y monitoreo y estadística de fallas.

Esta nueva versión permitirá que un número importante de ingenieros electricistas que trabajan en las diferentes áreas de CFE (construcción, puesta en servicio, operación y mantenimiento) se beneficien con la información contenida, ya que el manual de interruptores de potencia puede ser usado en las actividades diarias, ya sea como referencia o como guía para la selección, especificación, pruebas de campo, etc., o como un compendio de información sobre el tema de interruptores de potencia.

Para que este manual este actualizado tanto en los procedimientos de mantenimiento, como en las nuevas técnicas de extinción de arco, es conveniente actualizar este manual cada cinco años.


CAPÍTULO 2

OBJETIVO

2.1 OBJETIVO

El objetivo de esta segunda edición del “Manual de Interruptores de Potencia” es que sirva como guía o referencia técnica, basada en la información más relevante y actualizada obtenida de diferentes fuentes (recomendaciones de fabricantes, experiencias de personal de operación y mantenimiento de la CFE, normas nacionales e internacionales, libros y artículos técnicos) para dar apoyo a los ingenieros de operación y mantenimiento de la CFE, así como para la formación de nuevas generaciones de personal técnico.

Además de lo anterior, el propósito de este manual es establecer los criterios para la interpretación de resultados de pruebas y uniformizar los criterios de aplicación de mantenimiento a los diferentes tipos de interruptores de media y alta tensión con que cuenta la Comisión Federal de Electricidad.

CFE/CTT

2-1


CAPÍTULO 3

EL ARCO ELÉCTRICO EN EL INTERRUPTOR

3.1 INTRODUCCIÓN

Existen dos formas para interrumpir el flujo de la corriente: reduciendo a cero el potencial que lo genera y separando físicamente el conductor del flujo de corriente. Esta última, es la más usada para lograr dicha interrupción.

Los primeros interruptores consistían en un juego de barras conductoras sumergidas en mercurio. Posteriormente, se diseñó el interruptor con cuchillas, que aún es usado en algunas aplicaciones de baja tensión y baja potencia. En los interruptores modernos la interrupción es un proceso que inicia en el instante de separación de sus contactos. Éste continúa mientras los contactos se separan y forman un entrehierro que es puenteado por

un plasma conductor. El proceso de interrupción termina cuando el plasma conductor pierde su conductividad.

El plasma conductor es el núcleo del arco eléctrico y un elemento indispensable del proceso de interrupción de corriente. Basado en lo anterior, se deduce que el proceso de extinción del arco constituye el fundamento sobre el que se basa la interrupción de corriente. Por lo tanto, se necesita conocimiento de los fundamentos de la teoría del arco para entender el proceso de interrupción de corriente.

CFE/CTT

3-1


3.2 EL ARCO ELÉCTRICO

3.2.1 Física de la materia

Para comprender la naturaleza del arco eléctrico, es necesario entender primero la estructura de la materia. La materia está formada por átomos, constituidos fundamentalmente por tres partículas: el neutrón, el protón y el electrón. El núcleo de cada átomo está formado por protones y neutrones, es pequeño y pesado, de aproximadamente 10-12 cm de diámetro. Los electrones giran en órbitas alrededor del núcleo, en un movimiento similar al de los satélites

En un átomo con carga cero se tiene igual cantidad de protones y electrones. Las cargas del protón y del electrón son iguales y con polaridad opuesta, 1.6x10-19 C, el protón tiene carga positiva, el electrón carga negativa y el neutrón carga neutra; de esta forma, las cargas en el átomo están balanceadas y la carga neta es cero. En la Fig. 3.1, se muestran estructuras de átomos.

ÓRBITA DEL ELECTRÓN

ELECTRÓN

PROTÓNB)

NÚCLEO

NÚCLEO

A)

Fig. 3.1 Estructuras atómicas de: (A) hidrógeno consistente de un protón y un electrón; (B) helio consistente de dos protones y dos electrones.

Ionización térmica o emisión termoiónica. Es el resultado del choque aleatorio de electrones en un medio gaseoso con temperatura alta.

Debido a que los principales medios de extinción del arco eléctrico son gaseosos, tales como: aire, SF6 y N2, la teoría del proceso de interrupción está enfocada para medios gaseosos.

3.2.2 Ionización

La ionización es el proceso donde se desprenden uno o más electrones de un átomo o molécula. Esto provoca la descomposición de los átomos, eléctricamente neutros, en iones con carga positiva y electrones con carga negativa.

Ionización por impacto o emisión de campo. Se produce al acelerar un electrón o un ion mediante la acción de un campo eléctrico. La energía cinética adquirida por el electrón provoca colisiones entre electrones y, por consecuencia, su desprendimiento del átomo o molécula.

Debido a la ionización, el entrehierro entre contactos es conductivo.

El proceso de ionización consume cierta cantidad de energía y se efectúa de varias maneras:

La emisión de electrones libres y la iniciación de un arco eléctrico entre dos electrodos, se puede producir por:

CFE/CTT

3-2


3.2.3 Desionización • Aumento de la temperatura debido a emisión termoiónica.

La de-ionización es el proceso de restaurar un gas ionizado, compuesto de iones positivos y electrones, a su estado original eléctricamente neutro. Es por este proceso, que el entrehierro formado entre los contactos de un interruptor tiene la conversión de un gas conductor a un gas aislador.

• Gradiente de tensión en el cátodo, provoca la emisión de campo.

Las condiciones existentes en el instante de la separación de los contactos del interruptor conduce a uno o a ambos procesos.

En el proceso de separación de los contactos, el área de contacto y la presión entre ellos disminuyen (ver Fig. 3.2), produciendo un incremento de la resistencia óhmica y de la temperatura. El incremento de temperatura puede ser suficiente para provocar la ionización térmica. El incremento de la resistencia óhmica puede ser pequeño, pero el incremento en la corriente puede ser extremadamente alto, del orden de cientos o miles de Amperes, ocasionando una caída de tensión de unos cuantos Volts. Como la distancia de separación es muy pequeña, el gradiente de tensión es grande. Este gradiente puede ser suficiente para iniciar la emisión de electrones del cátodo provocando la ionización por impacto. Ambos tipos de ionización varían conforme al material, forma y separación de los contactos.

3.2.4 Caída de tensión del arco

El arco eléctrico se representa como una resistencia conectada entre los electrodos que se forma. Esto implica la existencia de una caída de tensión Ub. Esta caída de tensión tiene tres componentes: la caída de tensión anódica Ua, la caída de tensión catódica Uc y la caída de tensión de la columna o canal plasmático Us, (ver Fig. 3.3). Debido a esto, la caída de tensión Ub no es lineal.

Agrupando las caídas de tensión en la proximidad de los electrodos, la tensión total del arco se puede representar por la siguiente expresión:

bb lU βα += Al iniciar el arco entre los electrodos se liberan suficientes electrones del cátodo con dirección al ánodo provocando que el medio se ionice. Esta ionización libera electrones que mantienen el arco aún después de haber cesado la emisión de campo. En consecuencia, cada electrón emitido se multiplica en numero derivando energía del campo. El proceso de difusión y recombinación continúa reponiendo los electrones perdidos al ánodo. Finalmente, si el flujo de corriente es alto, se establece un arco con temperatura suficiente como para convertirse en la fuente principal de conductividad eléctrica.

donde:

α= Caída de tensión en los electrodos

β= Caída por unidad de longitud

lb= Longitud total del arco

De la ecuación anterior se desprende la enorme influencia de la longitud del arco en el comportamiento de su tensión.

CFE/CTT

3-3


B

ACONTACTO 1 CONTACTO 2

calor aum enta la longitud del arco.arco se alarga, la dispersión m agnética y la convección deld) La separación entre los contactos se ha increm entado y el

e) El increm ento m ayor del espacio entre los contactos lo hacen un

arco entre los dos últim os puntos de contacto

contacto (A y B) tienen la m ayor concentración de corriente.

c) Contactos com pletam ente separados, aparece un

b) La presión de contacto se reduce, el flujo com pleto de

a) C ircuito cerrado, los puntos con la m ínim a resistencia de

corriente se concentra en el punto A .

no conductor. Se detiene com pletam ente el flujo de corriente.

Fig. 3.2 Proceso de interrupción de un circuito en aire. Las flechas pequeñas indican la dirección del flujo de corriente y las flechas grandes indican la dirección del movimiento de

los contactos.

CFE/CTT

3-4


b

aU

sUU

+Ánodo

c

b= f( )

U b

-Cátodo

bU

Curva para corriente en incremento

Curva para corriente en disminución

i

Ub0

1Ub

Ub

Fig. 3.4 Caída de tensión a través de un arco eléctrico en función de la corriente.

Fig. 3.3 Esquema simplificado de las tensiones asociadas al arco eléctrico entre dos electrodos.

En corriente alterna, la intensidad del arco varía con la frecuencia y pierde su carácter estacionario. La diferencia de potencial entre los extremos de un arco de corriente sinusoidal, para un entrehierro constante tiene la forma que se indica en la Fig. 3.5.

Por ser un conductor gaseoso, la caída de tensión del arco eléctrico varía en forma inversa a la intensidad del flujo de corriente. Por lo tanto, la característica tensión-corriente es decreciente, es decir, la resistencia eléctrica del arco es negativa.

En efecto, si se aplica una diferencia de potencial entre dos electrodos, el arco se inicia para un valor determinado Ub0. Si la corriente i se incrementa, la temperatura y la ionización también aumentan, reduciendo la resistencia al flujo de corriente y la caída de tensión a través del arco. Si la corriente i disminuye, la curva característica de corriente–caída de tensión pasa por debajo de la curva característica que se obtiene al incrementar la corriente y el arco se extingue para una tensión Ubl. (ver Fig. 3.4). Esto es valido solamente para corriente continua.

i

t

tUb

UbUb 0

1

Fig. 3.5 Arco eléctrico en un circuito de C.A.

CFE/CTT

3-5


3.2.6 Pérdidas de calor del plasma 3.2.5 Comportamiento térmico

Un arco eléctrico pierde calor debido a: La interrupción de un circuito con carga siempre genera una descarga de arco entre los contactos del interruptor. Durante este proceso, se libera una gran cantidad de energía, la mayor parte en forma de calor. Esta energía puede calcularse por medio de la siguiente expresión:

• Conducción.

• Convección.

• Radiación.

La pérdidas que ocurren en un interruptor son únicamente por conducción y por convección, ya que la pérdida de calor por radiación es despreciable. En los interruptores en aceite se forman arcos en las toberas o tubos y en las ranuras angostas, por lo que casi todas las pérdidas son por conducción. Para interruptores de soplo de aire, la pérdida de calor es por conducción y convección, al igual que en arcos que se forman en aire.

∫=t

b idtUW0

donde:

i = Valor instantáneo de la corriente

Ub = Tensión de arco

T = Tiempo de duración del arco

Esta energía puede ser muy grande y ocasionar daños a los contactos del interruptor, vaporización del medio interruptivo, aumento de la presión en el interior del tanque, etc. Para evitar los daños que puede sufrir un interruptor, se requiere reducir el tiempo de arqueo. En los interruptores de corriente alterna esto se logra con la de-ionización de la trayectoria del arco, mediante la apertura del interruptor en el instante del cruce por cero de la onda de corriente.

3.3 INTERRUPCIÓN DE CIRCUITOS DE C.D. Y C.A.

La interrupción de un circuito de C.D. y de otro de C.A. implica procesos distintos debido a la naturaleza de las corrientes.

En el caso de circuitos de C.D. no existen valores de corriente cero, ni tiempos donde la corriente sea cero. Por lo tanto, para lograr la interrupción, la corriente debe ser forzada hasta alcanzar un valor de cero. Esto se logra aumentando la resistencia del arco hasta que su caída de tensión sea igual a la tensión del circuito, lo que se efectúa con la elongación del arco o la reducción forzada del arco.

Puede observarse que si el arco de C.A. se interrumpe bruscamente, se genera un transitorio de tensión entre los contactos del interruptor, debido a la inductancia del circuito. La interrupción o extinción del flujo de corriente en el circuito ocurre en el instante en el que la corriente llega a cero. En otras palabras, el arco de C.A. sincroniza el instante de apertura del circuito con el cruce por cero de la corriente, independientemente del instante en que se separan los contactos.

Para el caso de circuitos de C.A. sí ocurren valores de corriente cero. Por lo tanto, para lograr la interrupción, sólo es necesario impedir el reencendido del arco después de un valor de corriente cero. Esto, se logra con

CFE/CTT

3-6


la de-ionización del entrehierro formado entre los contactos del interruptor.

3.4 MÉTODOS DE EXTINCIÓN DEL ARCO ELÉCTRICO

En términos generales, se conocen tres métodos de extinción del arco eléctrico en los interruptores:

• Interrupción por alta resistencia.

• Interrupción por baja resistencia. Fig. 3.6 Elongación del arco eléctrico por la acción del empuje térmico. • Interrupción en vacío.

Enfriamiento del arco. La tensión requerida para mantener la ionización aumenta cuando la temperatura disminuye, por lo que enfriándolo su resistencia aumenta, ver Fig. 3.7.

3.4.1 Interrupción por alta resistencia

En este caso, el objetivo es incrementar la resistencia del arco en función del tiempo y reducir la corriente hasta lograr la extinción. La desventaja principal de este método de interrupción es la gran cantidad de energía disipada, por lo tanto, sólo se usa en interruptores de baja y mediana tensión, así como en interruptores de corriente directa.

CONTACTO FIJO

CONTACTO MÓVIL

Para incrementar la resistencia del arco se emplean las técnicas siguientes:

Elongación del arco. Como la resistencia del arco es aproximadamente proporcional a su longitud, alargando el arco su resistencia aumenta, ver Fig. 3.6.

Fig. 3.7 Representación esquemática de la técnica de enfriamiento del arco en un interruptor neumático.

CFE/CTT

3-7


División del arco. Cuando se establece un arco, existe una tensión apreciable entre las superficies de los contactos. Si el arco se divide en arcos pequeños, en serie, se reduce la tensión de la columna, ver Fig. 3.8.

Contricción del arco. Esta técnica consiste en confinar el arco en un canal muy angosto, aumentando su resistencia hasta lograr su extinción, ver Fig. 3.9.

Estas técnicas son las más empleadas para aumentar la resistencia del arco de corriente directa y también se aplican en la interrupción de corrientes alternas, de hasta 660 V. Para niveles de tensiones mayores es necesario recurrir a nuevas y diferentes tecnologías.

CAMPO

ARCO

MATERIAL CERÁMICO

MAGNÉTICO

Fig. 3.8 Representación esquemática de la división del arco.

1

2

3

4

5

6

7

1.- Placa apagachispas.2.- Cuchilla principal.3.- Contacto fijo.4.- Cuchilla auxiliar.

6.- Pinza de retención de la cuchilla auxiliar.

7.- Bobina de soplado.

5.- Resorte.

Fig. 3.9 Representación esquemática de la contricción del arco.

CFE/CTT

3-8


3.4.2 Interrupción por baja resistencia o de corriente cero

Este método se emplea para la interrupción de arcos de corriente alterna aprovechando que el arco se extingue por sí solo, 120 veces por segundo en un sistema de 60 Hz, cada vez que la corriente cruza por cero. Este fenómeno se representa en la Fig. 3.10 y es más conocido como HISTÉRESIS DEL ARCO.

A partir de una tensión Uz se inicia el arco (tensión de encendido), la corriente aumenta en la primera mitad del semiperíodo y la tensión de arco disminuye en forma hiperbólica hasta que la corriente alcanza su valor máximo. Posteriormente, la corriente disminuye (segunda mitad del semiperíodo) y la tensión de arco trata de restablecerse. La diferencia entre las tensiones Uz y Uv se debe a la ionización del entrehierro, el cual demanda una tensión inferior (Uv < Uz). El semiperíodo siguiente, con signo contrario, causa un efecto similar, obteniéndose así la parte inferior de la curva de histéresis.

Este comportamiento del arco eléctrico se puede comprender con la ayuda de un circuito resistivo, en el que la tensión obedece la relación siguiente (ver Fig. 3.11).

bURitsenU ±=ω

Donde:

bb lU +=α

Para tensiones muy altas se puede despreciar la caída de tensión en la proximidad de los electrodos, en vista de lo cual se puede suponer α=0, adquiriendo la relación anterior la forma siguiente: ya que lb= vt:

tvRitsenU βω ±=

o también:

RtvtsenIi /βω ±=

Esta última relación indica que la corriente del arco eléctrico ib tiene dos componentes, descritos en la Fig. 3.11. En esta figura se observa que los intervalos entre extinción y reencendido son cada vez mayores. El arco reencenderá siempre que la tensión en el interruptor (Usenωt) sea mayor que la tensión del arco (βvt). Las condiciones favorables para que no ocurran reencendidos se presentan después de transcurrido un tiempo, entre 1.5 y 3 ciclos. Este periodo comúnmente se requiere en los interruptores modernos para liberar fallas y no afectar la estabilidad del sistema.

CFE/CTT

3-9


CFE/CTT

3-10

U

U

C.A.

U

U

i

U

z

z

b

b C.D.

b= f(i )UUb

i

v

v

b

b

Fig. 3.10 Comportamiento del arco en corriente alterna (Histéresis del arco).

i senwt

+ vt/R

- vt/R

u

t

i = f (t) = ib

Fig. 3.11 Interrupción de la corriente i en un circuito resistivo de C.A. La corriente de arco ib denota una componente armónica que varía en función de la frecuencia y otra continua que

crece linealmente con el tiempo.


3.5 EXTINCIÓN EN CORRIENTE ALTERNA

La extinción del arco eléctrico en corriente alterna está relacionado con el cruce por cero de la corriente. La de-ionización o recuperación de la rigidez dieléctrica del entrehierro, inicia en el momento en que el arco se extingue (cuando la corriente cruza por cero). La rigidez crece linealmente en función del tiempo, hasta alcanzar su estabilización.

Si la tensión en el interruptor (Usenωt) en algún instante excede a la tensión de recuperación Ur, ocurre un reencendido. En caso contrario, si la tensión de recuperación Ur se incrementa más rápidamente que la tensión en el interruptor, no se produce el reencendido. Este fenómeno se ilustra en la Fig. 3.12.

El comportamiento anterior varía si se considera un circuito inductivo o capacitivo. Estos circuitos son muy importantes, porque los sistemas de transmisión de energía suelen tener reactores en derivación o bancos de capacitores en serie. Además, la desconexión de un transformador operando en vacío representa una inductancia.

En los circuitos inductivos o capacitivos, el cruce por cero de la corriente coincide, según el caso, con el valor máximo de la tensión. En este tipo de circuitos es común que se presenten reencendidos. Esto se debe al extinguirse el arco al cruzar la corriente por cero, la tensión del circuito excede a la tensión de recuperación.

U

senwtU bi 2 bU

1b

1

2

1

bi

RECUPERACIÓNTENSIÓN DE

t

Fig. 3.12 Comportamiento de las tensiones durante el proceso de interrupción.

CFE/CTT

3-11


Estos circuitos tienen un comportamiento oscilatorio por la presencia simultánea de inductancias y capacitancias. La tensión transitoria tiende a oscilar y puede alcanzar a la tensión de recuperación. Sin embargo, la mayoría de las veces se logra la de-ionización del entrehierro y, por lo tanto, la interrupción exitosa.

3.6 TEORÍAS PRINCIPALES DE INTERRUPCIÓN DE CIRCUITOS

La complejidad del comportamiento del arco durante el proceso de interrupción, ha provocado el desarrollo de modelos que describen este proceso. Los primeros modelos estaban concentrados en la región de corriente cero. Los modelos recientes se enfocan en calcular el diámetro del arco en la corriente máxima. Estos modelos son una aproximación del fenómeno de interrupción.

A continuación se presenta un resumen de las principales teorías.

3.6.1 Teoría de Slepian

La teoría Slepian, también conocida como teoría de carrera, establece que la interrupción se logra siempre que la fuerza dieléctrica del entrehierro se incremente más rápidamente que la tensión del sistema.

Este proceso inicia inmediatamente después del cruce por cero, cuando los electrones son forzados a alejarse del cátodo creando una zona o capa de iones positivos en la región del cátodo.

La Fig. 3.13 muestra la representación gráfica de esta teoría, en donde se presentan dos casos. El primero donde la fuerza dieléctrica del entrehierro se incrementa más rápido que la tensión del sistema y no ocurre el reencendido. En el segundo caso, la tensión del sistema crece más rápido que la fuerza dieléctrica del entrehierro y por lo tanto ocurre el reencendido.

Tensión de recuperacióndel sistema caso 2

Tensión de recuperación

Punto de

dieléctricaRecuperación

del sistema caso 1

reencendido

Tiempo

Tens

ión

de re

cupe

raci

ón

Fig. 3.13 Representación gráfica de la teoría de Slepian.

CFE/CTT

3-12


3.6.2 Teoría de Prince

A esta teoría también se le conoce como teoría de desplazamiento o de cuña. Ésta establece que el circuito es interrumpido si la longitud de la ruta del arco se incrementa durante la interrupción hasta que la tensión de recuperación no es suficiente para provocar un reencendido.

Cuando la corriente cruza por cero, el arco es dividido en dos por un flujo de gas frío, quedando entre cada parte semiconductiva del arco una columna de gas frío no conductivo.

3.6.3 Teoría de Cassie

Esta teoría está basada en la conductividad del arco y asume que las pérdidas de un arco de alta corriente son principalmente por convección y que la temperatura es constante en todo el arco. La temperatura del arco se mantiene independientemente de la sección transversal de este.

3.6.4 Teoría de Mayr

Considera que el diámetro de la columna de arco es constante y que la temperatura varía en función del tiempo y del diámetro. También asume que la caída de la temperatura se debe a la conducción térmica y que la conductividad eléctrica del arco depende de la temperatura.

3.6.5 Teoría combinada de Browne

Ésta es un modelo que combina las teorías de Cassie y de Mayr. Considera que antes del cruce por cero, la corriente está definida por el circuito a interrumpir y después del cruce por cero, la tensión en el entrehierro está determinada por el arco. También considera que la teoría de Cassie es válida para corrientes altas antes del cruce por cero y para el instante posterior al cruce por cero, seguido por un reencendido térmico.

El modelo de Mayr sirve de enlace entre los dos periodos de tiempo para los que es válido el modelo de Cassie.

Esta teoría es usada como herramienta para el diseño y evaluación de circuitos de interrupción.

3.7 RELACIÓN ENTRE CIRCUITOS E INTERRUPTORES

3.7.1 Transitorios eléctricos

Las condiciones bajo las que el interruptor opera están determinadas por las características eléctricas del circuito a interrumpir.

La operación de un interruptor modifica el estado del circuito en el cual opera. Esta modificación comprende una fase transitoria, en la que se producen una serie de fenómenos transitorios provocados por el paso de un estado a otro. Estos fenómenos tienen gran importancia para el diseño de los interruptores y son conocidos como fenómenos eléctricos de acoplamiento.

Para entender los fenómenos transitorios, hay que considerar un circuito L-C, como el

CFE/CTT

3-13


CFE/CTT

3-14

que se muestra en la Fig. 3.14, y que cuando las condiciones del circuito varían, dependiendo de los valores de L y C, éste entrega o demanda energía.

i

E S C

L

aiCi

Fig. 3.14 Circuito L-C para ilustrar la interrupción de una corriente alterna.

En el instante t1 (ver Fig. 3.15) se inicia la separación de los contactos del interruptor y se establece un arco, el cual mantiene el flujo de la corriente en el circuito.

La corriente total proporcionada por la fuente se divide entre el arco y el capacitor. En un principio, la caída de tensión a través del arco y la tensión aplicada al capacitor son muy pequeñas, tomando el capacitor muy poca corriente. A medida que la caída de tensión a través del arco aumenta, la corriente en el capacitor también aumenta, por lo tanto, la corriente del arco disminuye.

Cuando el arco se interrumpe poco antes del cruce por cero de la corriente, debido a la acción de los agentes de-ionizantes, la tensión del capacitor se incrementa bruscamente, produciendo una transitorio en el circuito. El transitorio se amortigua en función de la resistencia del circuito.

La tensión aplicada entre los contactos se incrementa hasta el punto P, llamado punto de

extinción, cuya magnitud depende de la energía electromagnética. La magnitud está dada por las siguientes expresiones:

22l CV

21Li

21

=

CLiV le =

Donde:

i l es la corriente en el capacitor en el instante de la interrupción.

V es la tensión de la fuente

Vc es la tensión entre contactos

La tensión entre contactos oscila alrededor del valor de cresta de la tensión de la fuente, que está adelantada 90° con respecto a su corriente.

A la tensión sinusoidal producida por la fuente se superpone una oscilación de tensión a la frecuencia natural del sistema, dada por:

LCf

π21

0 =

Esta tensión transitoria, llamada Tensión Transitoria de Restablecimiento o TTR, puede alcanzar hasta dos veces el valor de cresta de la tensión sinusoidal de la fuente. En un circuito real esta oscilación se amortigua por la resistencia del circuito.


t t

0

cV P

V

eV

R

rV

d

i

i

0

i

I

i t

t

c

a

1 2

i = Corriente a través del arco.i = Corriente a través del capacitor.I = i + iV = it = Inicia la separación de los contactos.t = Interrupción del arco.

L/C

ac

a c

l

1

2i = Corriente en el capacitor en el

instante de la interrupción.

l

l

Fig. 3.15 Proceso de interrupción en un circuito L-C con C.A.

Si la rigidez dieléctrica Rd del medio de extinción del entrehierro es mayor que la tensión entre los contactos, el arco se extingue y el circuito queda abierto. Si la rigidez dieléctrica no es suficiente para soportar la tensión entre los contactos, el arco se reenciende, como se observa en la Fig. 3.15.

3.8 COMPORTAMIENTO DEL ARCO

La características eléctricas del circuito a interrumpir influyen en el comportamiento del arco. La Fig. 3.16 muestra el comportamiento del arco eléctrico en un circuito inductivo.

CFE/CTT

3-15


U

U B U

i

e

B

Fig. 3.16 Oscilograma característico de la desconexión de un circuito inductivo en el instante de separación de contactos (B).

En el instante B se inicia la separación de contactos del interruptor y se establece el arco eléctrico. A la tensión del arco se le denomina UB, si ésta es despreciable en comparación con la tensión de la red o del sistema, entonces, el arco se mantiene hasta que la corriente cruza por cero. La extinción o reencendido del arco en el cruce por cero de la corriente, depende de la frecuencia oscilatoria y de la tensión de recuperación en la cámara de interrupción. Si la pendiente S de la frecuencia oscilatoria (ver ecuación siguiente) es lo suficiente elevada, entonces ocurrirá un reencendido del arco.

e

e

e f2S∧

∧

== µγ

ωπµ

En la Fig. 3.16 se ha puesto esta condición de manera que el arco se sostenga o exista por espacio de un semiperiodo adicional, para luego extinguirse definitivamente.

El reencendido se produce si los contactos se separan en el valor máximo de la corriente (punto B) o en algún punto cercano a este. Esto se debe a que el próximo cruce por cero es muy pronto y no permite la de-ionización del entrehierro de los contactos. En consecuencia, el transitorio de tensión arquea el entrehierro.

En la práctica, existe un desplazamiento respecto al tiempo entre la separación de los contactos y el inicio del corto circuito. Esto se debe principalmente a la inercia, a la acción de los relevadores y otros dispositivos de mando que actúan en el interruptor.

3.9 TRANSITORIOS ELÉCTRICOS

Un transitorio eléctrico es una manifestación de un cambio súbito de las condiciones de un circuito eléctrico, tales como la apertura o

CFE/CTT

3-16


cierre de un interruptor durante una falla de cortocircuito.

El cambio implica una redistribución de tensiones, corrientes y energías, que no puede ser en forma instantánea. Esta redistribución está gobernada por el principio de conservación de la energía. Cuando se tiene sólo L y C, las energías se igualan dando como resultado:

22

21

21 CVLI =

CLIV =

CLZ =0

3.10 CONSTANTES Y CONDICIONES DE LOS CIRCUITOS

Las constantes L, C y R del circuito son importantes para el diseño de un interruptor. En la práctica se ha observado que un interruptor que funciona satisfactoriamente para un sistema, puede no hacerlo en otro.

Las acciones de interrupción y ciertas fallas, producen sobre-tensiones. En la Fig. 3.17 se muestran las magnitudes típicas del sobre-tensiones. Éstas son ocasionadas por la energía residual (energía almacenada en la capacitancia C o en la inductancia L), al cambiar el circuito de un estado a otro.

6

% de tensión transitoria que rebasa las ordenadas

0

2

4

pico

del

sist

ema

No.

de

vece

s la

tens

ión

Fig. 3.17 Magnitudes de las sobre-tensiones debidas a interrupción y fallas.

3.11 LA TENSIÓN DESPUÉS DE LA CORRIENTE CERO FINAL

El funcionamiento de los interruptores en la interrupción de las corrientes de cortocircuito depende de varios factores que se consideran como condiciones severas.

La corriente y la tensión de cortocircuito (ver Fig. 3.18) muestran que al efectuarse la interrupción al cruce por cero de la corriente, la tensión que aparece en las terminales del interruptor tiene una influencia importante en su funcionamiento. De hecho, la interrupción exitosa de la corriente depende de esta tensión.

Esta tensión en las terminales después de la interrupción de corriente, como se ve en la Fig. 3.18, tiene dos componentes: la primera (inmediatamente después de la interrupción), llamada tensión transitoria de restablecimiento y la segunda (después de que se amortiguan las oscilaciones) que alcanza la tensión de 60 Hz, llamada tensión de recuperación.

CFE/CTT

3-17


i

e

e


Tiempo

Tensión de restablecimientoTens

ión

arco

Fig. 3.18 Formas de las ondas de la tensión de restablecimiento y de recuperación.

3.11.1 Efecto de la tensión transitoria de restablecimiento

Cualquier sistema o red eléctrica puede presentar oscilaciones, por lo que es lógico esperar que la interrupción de la corriente de falla genere transitorios cuya magnitud y frecuencia dependen de sus parámetros L y C. Este fenómeno se presenta inmediatamente después de la extinción del arco. La tensión del arco entre los contactos normalmente es baja, mientras que la tensión del sistema está en su valor máximo o cerca de este.

3.11.2 Características de la tensión transitoria de restablecimiento

Las características más importantes de la tensión transitoria de restablecimiento y que influyen en el funcionamiento del interruptor son:

Factor de amplitud. Se define como la relación del valor máximo de la tensión transitoria al valor máximo de la tensión del sistema, es decir:

2EVRS =

Donde:

2SEVR =

S = Factor de amplitud

lfundamentaondaladeeficazValorE =2

Teóricamente, puede alcanzar el valor de 2; pero normalmente, en la práctica, no suele exceder de 1.5.

CFE/CTT

3-18


Razón de crecimiento de la tensión transitoria de restablecimiento (RCTTR). Es una indicación de la severidad del transitorio y se define como la tangente de la curva de la tensión transitoria de restablecimiento. Se expresa en Volts por microsegundo. Para una TTR de frecuencia simple, la RCTTR se obtiene dividiendo la amplitud máxima de la oscilación entre el tiempo en que ésta se presenta. En la práctica, la operación de un interruptor es más rigurosa cuando se usa en una red de frecuencia natural alta, que en una red de frecuencia natural baja, porque la RCTTR es mucho mayor en el primer caso.

3.11.3 Frecuencia natural

La frecuencia natural de la oscilación varía en función de los parámetros del circuito. Ésta es más alta en circuitos de tensiones bajas alcanza valores del orden de hasta 3000 Hz. Para circuitos de tensiones altas, puede alcanzar valores del orden de hasta 400 Hz.

La frecuencia natural del sistema determina la velocidad de recuperación de la tensión en el momento que se interrumpe el arco. Esta velocidad de recuperación, es un parámetro muy importante en el funcionamiento de ciertos tipos de interruptores y su fórmula es:

LCf

π21

0 =

La frecuencia natural varía según el punto de la red en que se produce el cortocircuito. Por lo tanto, para seleccionar un interruptor, además de especificar el valor de la potencia máxima de corto circuito, también se requiere especificar el factor de amplitud de la TTR

y la velocidad de restablecimiento de la tensión:

segkVSEfdtdV µ/22 0

3.11.4 Factores que determinan las características de la TTR

La razón de crecimiento de la TTR y su valor máximo ocasionan esfuerzos en el entrehierro de los contactos que dependen de la configuración de la red, de su frecuencia natural y de la posición relativa de las resistencias (conectadas en paralelo o en serie con la capacitancia principal del circuito), como se ilustra en la Fig. 3.19.

Tiempo

(i)

Tens

ión

(i) (ii)

L

s

CB

R

(ii)

C

L

R Bp

a)

b)Fig. 3.19 a) Circuitos típicos de interrupción con resistencias en serie y en paralelo con la capacitancia del circuito. b) Curvas de la TTR de los circuitos.

CFE/CTT

3-19


La presencia de resistencias en el sistema amortiguan la razón de crecimiento de la TTR. También existen otros factores que tienen influencia directa en la forma de la TTR, éstos son: resistencia del conductor, pérdidas en el entrehierro, pérdidas dieléctricas, etc. Tales factores varían en función de la frecuencia y la tensión.

En una red formada por generadores, transformadores, reactores y líneas de transmisión, cada elemento ejerce su propio amortiguamiento. Por lo general, la atenuación debida a estos elementos es pequeña; cuando se esperan valores altos del RCTTR, se utilizan interruptores con resistencias en paralelo (ver Fig. 3.19). El valor de la resistencia Rp necesaria para lograr el amortiguamiento crítico es de:

CL

21

En la Fig. 3.20 se muestra una tensión transitoria de restablecimiento amortiguada.

La resistencia conectada en paralelo con terminales del interruptor, modifica la TTR en una onda periódica (curva Vc). La incorporación de la resistencia en paralelo incrementa la capacidad interruptiva del interruptor.

En la Fig. 3.21 se muestra la relación de la RCTTR y la capacidad interruptiva de un interruptor de soplo de aire con y sin resistencias en paralelo en función de la frecuencia.

V

Onda de restablecimiento (V)amortiguada criticamente

i

earco

e

0

p

Vc

1V

t

2

Fig. 3.20 Tensión transitoria de restablecimiento (TTR) amortiguada.

CFE/CTT

3-20


3.12 PRINCIPIO DE OPERACIÓN

La operación de los contactos de un interruptor se realiza por medios mecánicos. Cuando los contactos se separan se forma un entrehierro entre ellos, constituido de un medio dieléctrico e interruptivo (aire, gas SF6, vacío, aceite). En este medio se forma el arco eléctrico, a través del cual la corriente fluye de un contacto a otro. En este entrehierro es donde el circuito es vulnerable a ser interrumpido, ya que la corriente abandona su trayectoria original (contactos) para formar un arco en el medio aislante e interruptivo, cuando se logra disminuir la conductividad de esta trayectoria hasta extinguir el arco, la corriente deja de fluir.

Por lo tanto, la interrupción de un circuito eléctrico comprende dos pasos consecutivos:

en el primero se consigue intercalar un entrehierro a la trayectoria original, y el segundo, consiste en eliminar la conductividad del entrehierro. El principio fundamental de este proceso es la velocidad de restablecimiento del medio dieléctrico en el entrehierro.

Para un entrehierro con un medio aislante gaseoso, el gas es semiconductor a altas temperaturas y en función de su enfriamiento se vuelve aislante. Por ejemplo, el aire cambia de un buen conductor (10 mho/cm), a un aislador confiable (10-12 mho/cm), solamente con variar la temperatura de 10,000 a 1,000 °K, véase la Fig. 3.22.

Cap

acid

ad in

terr

uptiv

a (M

VA

)

Frecuencia natural de la red (kHz)

RC

TTR

(V/

S)

l

l

2

2

R

R

Fig. 3.21 RCTTR y capacidad interruptiva de un interruptor en función de la frecuencia. 1-RCTTR sin resistencia. 1R-RCTTR con resistencia en paralelo. 2-Capacidad interruptiva sin

resistencia. 2R-Capacidad interruptiva con resistencia.

CFE/CTT

3-21


100.20.1

TEMPERATURA, x 10 0.5 1 2 5 10 20 50

PLASMA COMPLETAMENTE

POR IONES

POR ELECTRONESCONDUCTIVIDAD

IONIZADOm

ho /

cm

10

10-12

-14

10

-10

-8

10

10-6

10-4

-2

100

TÉRMICA RESIDUALCONDUCTIVIDAD NO

IONIZACIÓN TÉRMICADEBIDA A LACONDUCTIVIDAD

10

CO

ND

UC

TOR

ES

RESISTORES

PORCELANA

SILICÓN CARBIDE

AIS

LAD

OR

ESVIDRIO

AGUA DE LLUVIA

AGUA DULCE

SOLUCIÓN DE SODA

AGUA SALADA

CARBÓN

2HNO

5METAL > 10 mho / cm

COND.

2

3 °K

LÍQ

UID

OS

Fig. 3.22 Conductividad eléctrica (σ) vs. temperatura del aire a presión atmosférica.

Exceptuando los sistemas que utilizan materiales semiconductores de soplo magnético y vacío, todos los interruptores trabajan bajo el principio de la descarga de alguna clase de gas.

La Fig. 3.23 muestra la conductividad térmica de los gases SF6, nitrógeno e

hidrógeno en función de la temperatura; se puede ver que el SF6 y el hidrógeno no tienen conductividades térmicas mayores a la del nitrógeno hasta los 1,500 ºK. El SF6 y el hidrógeno poseen mejores conductividades térmicas que el aire y el nitrógeno a altas temperaturas, lo que los hace mejores medios de extinción.

CFE/CTT

3-22


10 000 10

300

SF-4

6

1000 3000

T (ºK)

3x10

3x10

10

10

-4

-3

N2

-3 H2

-2

30 000

10-1

-23x10

Wcm

ºKC

ondu

ctiv

idad

térm

ica

( )

Fig. 3.23 Comportamiento de la conductividad térmica (λ) en función de la temperatura del medio gaseoso, T (ºK).

3.12.1 Proceso de cierre

Los interruptores deben cerrar e interrumpir los circuitos, esto puede ocasionar ciertos problemas, particularmente, si el interruptor cierra en condiciones de falla.

Cuando el interruptor está abierto, la tensión en sus terminales es la tensión del sistema, a esta tensión se le denomina “tensión de cierre”. Al valor máximo de la corriente que fluye al

cerrar el interruptor se le llama “corriente de cierre”. La “potencia de cierre” es el producto de la tensión de cierre por la corriente de cierre.

El tiempo de cierre de un interruptor es el que transcurre desde el momento de energizar la bobina de cierre hasta la conexión física de los contactos principales.

CFE/CTT

3-23


Durante el cierre, existen esfuerzos eléctricos entre los contactos a medida que éstos se acercan, estableciéndose arcos de pre-encendido que ocasionan desgaste adicional de los contactos.

El caso más crítico se presenta cuando el interruptor cierra en condiciones de falla de máxima asimetría.

3.12.2 Proceso de apertura

Si estando cerrado el interruptor se desea interrumpir el circuito, se libera el mecanismo de apertura el cual permite que los contactos principales se separen. La separación de los contactos genera el arco eléctrico.

En la apertura, el arco cumple con funciones de gran importancia durante la interrupción, dependiendo del tipo de medio de extinción usado.

La potencia de corto circuito que el interruptor es capaz de interrumpir, está dada por el producto de la corriente de corto circuito simétrica y la tensión de restablecimiento, un ciclo después de la interrupción.

Generalmente se expresan los kA de corriente interruptiva nominal simétrica para indicar la capacidad de corto circuito del interruptor.

El tiempo de interrupción está dado desde el momento en que se energiza la bobina de apertura hasta la extinción del arco eléctrico. Este tiempo consta de 2 partes: el tiempo propio desde la energización de la bobina de apertura hasta la separación física de contactos y el tiempo de arco y se expresa en milisegundos o en ciclos.

Debido a que el interruptor interacciona con el sistema eléctrico, está sometido a una amplia gama de corrientes con características capacitivas, inductivas, resistivas o combinaciones de éstas.

El fabricante de interruptores debe tomar en cuenta los efectos de las corrientes de falla para un diseño adecuado del interruptor.

La interrupción de la corriente consiste en convertir un espacio altamente ionizado en el entrehierro en un buen aislante con el objeto de que la corriente no fluya a través de él.

A medida que la corriente senoidal se aproxima al cruce por cero, el medio aislante ionizado pierde rápidamente temperatura con lo que recupera sus condiciones aislantes. En esta última condición aparece la tensión del sistema en las terminales del interruptor. La velocidad de transición del medio aislante depende de los parámetros eléctricos de la red.

El periodo de transición varía desde algunos milisegundos hasta algunas décimas de segundo, dependiendo de la corriente, el medio y sistema de extinción del arco, la longitud del arco, etc.

Al interrumpirse la corriente, la razón de crecimiento de la TTR y la rigidez dieléctrica varían. Si la TTR tiene una razón de crecimiento mayor a la recuperación de la rigidez dieléctrica, se presenta un "reencendido" del arco. Si la recuperación dieléctrica es más rápida que la razón de crecimiento de la TTR, se tendrá una interrupción exitosa (ver Fig. 3.24).

CFE/CTT

3-24


Se tienen básicamente dos posibilidades para evitar el reencendido del arco:

• Disminuir la razón de crecimiento de la TTR.

• Acelerar la regeneración dieléctrica del entrehierro.

Los pasos principales que se llevan a cabo en el proceso de la interrupción en un circuito de corriente alterna, se presentan con la ayuda de la Fig. 3.25.

Descripción Figura 3.25.

T1 El interruptor en posición de cerrado, recibe una señal de apertura. Se inicia la separación de los contactos, con la ayuda del resorte de apertura.

T2 El interruptor abre y se forma el arco entre el anillo de arqueo del contacto fijo y el contacto móvil.

T3 El contacto móvil se desplaza hacia abajo, abriendo aún más. En el cruce por cero de la corriente, se presenta un alto valor dieléctrico.

T4 El arco se extingue, restableciéndose completamente el dieléctrico.

T5 El interruptor termina el movimiento de contactos y queda en posición abierto.

(a) EXTINCIÓN

1

t

2

V

l

t

V2

(b) REENCENDIDO

1 RIGIDEZ DIELÉCTRICA2 TENSIÓN TRANSITORIA DE RESTABLECIMIENTO

Fig. 3.24 Proceso de interrupción de la corriente: (a) Extinción; (b) Reencendido.

CFE/CTT

3-25


T1 T4T2 T3 T5

CORRIENTE

TIEMPO DE APERTURA

TENSIÓN DE ARCO

TIEMPO DE ARQUEO

TENSIÓN

RESTABLECIMIENTOTENSIÓN DE

RESTABLECIMIENTOTENSIÓN TRANSITORIA DE

Fig. 3.25 Proceso de interrupción de corriente en un circuito de C.A.

CFE/CTT

3-26


CAPÍTULO 4

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS NOMINALES

4.1 INTRODUCCIÓN

Las características nominales de un interruptor de potencia están establecidas en las normas nacionales e internacionales aplicables. Estos parámetros nominales se consideran los límites mínimos de funcionamiento que el dispositivo debe cumplir. Tales límites se aplican solamente dentro de condiciones de operación específicas.

Las normas nacionales e internacionales contienen diferentes tablas que listan los valores nominales preferidos. Esos valores nominales son sólo “preferidos” porque son los comúnmente especificados por los usuarios y son los que, por conveniencia, han

sido seleccionados por las normas. El hecho de que existan tablas o listas con valores preferidos, no excluye la posibilidad de ofrecer otros valores nominales específicos conforme sea requerido, siempre y cuando se cumpla con las normas vigentes y se establezcan de común acuerdo entre fabricante y usuarios.

Para este capítulo se consideraron las características nominales más importantes contenidas en las especificaciones CFE-V5000-01, que están inscritas en la placa de datos de los interruptores de potencia y otras características, de valor conceptual importante, mencionadas en las normas IEC, ANSI y en las Normas NMX. Estas características, básicamente son los

CFE/CTT

4-1


parámetros de tensión y corriente, aunque también se incluyen requerimientos adicionales que son derivados, principalmente, de estos dos parámetros básicos.

4.2 CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN

Las normas ANSI consideran como condiciones normales o usuales de operación cuando la temperatura ambiente no excede los +40 °C y que no esté por debajo de los –30°C. La altitud normal de operación es aquélla que no excede los 3,000 ft (pies) o los 1,000 m.s.n.m (metros sobre el nivel del mar). No hace ninguna diferencia entre condiciones de operación para aplicaciones en interior o en intemperie.

Como se comentó en los incisos anteriores, las condiciones de operación de los interruptores de potencia están definidas por un cierto número de valores característicos, designados como “características nominales” o “valores preferidos”, porque son las que sirven para denominarlos y comúnmente están inscritas en la placa de datos del interruptor.

La IEC sí marca diferencia entre aplicaciones para interior e intemperie. Esta norma especifica un límite de altitud de 1,000 m.s.n.m. a una temperatura ambiente máxima de +40 °C para ambas aplicaciones; sin embargo, adicionalmente especifica que el promedio de temperatura máxima en un periodo de 24 h no debe exceder los +35 °C.

a) Tensión nominal y tensión máxima de

diseño.

En cuanto a los límites inferiores de temperatura, existen dos opciones para cada aplicación. Para interiores los límites son –5°C y –25°C. Para aplicaciones tipo intemperie, los límites son –25 °C y –40 °C. Adicionalmente, la norma IEC establece límites para la temperatura de congelación y para la velocidad del viento.

e) Capacidad interruptiva nominal.

Por lo que respecta a la Norma NMX-J-IP-1997-ANCE y a la Especificación CFE V5000-01 consideran que los interruptores de potencia, incluyendo el mecanismo de operación y los dispositivos

auxiliares, deben diseñarse para operar en sistemas conectados sólidamente a tierra, a una temperatura ambiente máxima de +40 °C y un promedio, medido en un periodo de 24 h, de +35 °C y una temperatura ambiente mínima de –25 °C.

4.3 CARACTERÍSTICAS NOMINALES

Las características nominales más importantes de un interruptor son las siguientes:

b) Corriente nominal.

c) Frecuencia nominal.

d) Presión nominal de operación del gas para maniobra e interrupción.

f) Capacidad de cierre o de conexión nominal.

g) Corriente nominal de tiempo corto.

h) Secuencia de operación nominal.

Asimismo, existen otros parámetros de importancia que pueden ser tomados como nominales para cada equipo. Entre estos parámetros se tienen:

CFE/CTT

4-2


Factor de rango de tensión nominal (k) a) Tensión transitoria de restablecimiento (TTR) nominal por falla en terminales.

b) Corriente capacitiva nominal de interrupción.

El factor de rango de tensión nominal (k) está definido por ANSI como la relación entre la tensión máxima y el límite inferior del rango de tensiones de operación, en él, las capacidades interruptivas simétricas y asimétricas requeridas varían en proporción inversa a la tensión de operación. Este factor de rango fue utilizado sólo por ANSI, principalmente en interruptores con tecnologías antiguas tales como interruptores en aceite y de soplo magnético en aire, donde una reducción en la tensión da como resultado un incremento en la capacidad interruptiva. Con las tecnologías modernas, vacío y SF6, este factor ya no es aplicable.

c) Nivel básico de aislamiento al impulso (NBAI).

d) Niveles de contaminación.

A continuación se definen brevemente las características y parámetros mencionados:

4.3.1 Tensión nominal y tensión máxima de diseño

A esta característica nominal, ANSI le llama tensión máxima de operación e IEC la designa como tensión nominal. Esta característica establece el límite superior de la tensión del sistema para el cual está diseñado el interruptor. En condiciones normales de operación, la tensión del sistema no es constante en ningún momento, por lo que el interruptor debe de garantizar su correcta operación a la tensión nominal máxima y a la tensión máxima de diseño, que por lo general es mayor que la tensión nominal de operación del sistema.

Tabla 4.1 Tensiones nominal y máxima de diseño.

TENSIÓN NOMINAL DE OPERACIÓN

(kV)

TENSIÓN MÁXIMA

DE DISEÑO ANSI (kV)

TENSIÓN MÁXIMA DE DISEÑO IEC

(kV)

2.2 -- 3.6

4.16 4.76 7.2

13.8 15.5 17.5

23.0 25.8 24.0

34.5 38 36.0

69.0 72.5 72.5

115.0 121 123.0

138.0 145 145.0

230.0 242 245.0

400.0 -- 420.0

La tensión máxima de diseño de un interruptor es el valor eficaz máximo (rms) de la tensión entre fases, para la que el interruptor está diseñado y representa el límite superior de tensión del sistema, al cual el interruptor puede operar en forma continua.

La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) recomienda los niveles de tensión expresados en la Tabla 4.1, que son los comúnmente usados en México.

CFE/CTT

4-3


4.3.2 Corriente nominal

La corriente nominal es la característica que establece los límites de elevación de temperatura del interruptor. La corriente nominal de un interruptor, es el valor eficaz (rms) de la corriente, expresada en amperes, para el que está diseñado y que tiene la capacidad de conducir continuamente a la frecuencia nominal, sin exceder los límites de elevación de temperatura de los elementos de conducción del interruptor. Los límites de temperatura están dados en términos de la temperatura total y de la elevación de la temperatura sobre la temperatura máxima de operación. Se establece el valor de elevación de temperatura para simplificar las pruebas del interruptor siempre y cuando la temperatura ambiente esté en el rango de 10°C a 40°C para no aplicar factores de corrección.

Los valores de corriente nominal establecidos por IEC son; 630 A; 800 A; 1 250 A; 1 600 A; 2 000 A; 3 150 A; y 4 000 A. Los valores correspondientes especificados por ANSI son; 600 A; 1 200 A; 1 600 A y 2 000 A.

La selección de la corriente nominal debe estar asociada al límite máximo de temperatura permisible que se establezca. Esos límites de temperatura, están especificados en las normas y se muestran en la Tabla 4.2.

4.3.3 Frecuencia nominal

Este parámetro relaciona sólo la frecuencia del sistema de corriente alterna y tiene una influencia significativa cuando se relaciona con otras características de los interruptores. La frecuencia nominal es un factor relevante durante la interrupción de la corriente, debido

a que en muchos tipos de interruptores, la razón de cambio de la corriente en el cruce por cero es un parámetro más significativo que el valor de la corriente rms o el valor pico.

La frecuencia nominal de un interruptor es la frecuencia de la red para la que el interruptor fue diseñado y a la que corresponden las otras características nominales.

Alrededor del mundo se utilizan frecuencias de 50 Hz ó 60 Hz según la norma IEC-62271-100. En nuestro país se tenían dos sistemas, uno operando a 50 Hz, en la región central del país y otro a 60 Hz. Sin embargo, a partir de 1976 se unificó la frecuencia a 60 Hz, valor que continúa vigente.

4.3.4 Presión nominal de operación del gas para maniobra e interrupción

Las normas han establecido los valores de 0.5, 1, 1.6, 2, 3 y 4 MPa para la presión nominal de operación del gas; sin embargo, pueden emplearse otros valores, que se eligen de común acuerdo entre fabricante y usuario.

El dispositivo de operación neumática debe ser capaz de abrir y cerrar el interruptor cuando la presión del gas comprimido esté comprendida entre 85 y 110% de la presión nominal de alimentación. Valores diferentes deberán acordarse entre fabricante y usuario.

4.3.5 Capacidad interruptiva nominal

La capacidad interruptiva nominal de un interruptor se define como la máxima intensidad de corriente, medida en el instante en que se separan los contactos, que puede ser

CFE/CTT

4-4


Donde (ver Fig. 4.1): interrumpida por el interruptor con una tensión de recuperación de frecuencia fundamental. La tensión de recuperación es el valor eficaz de la onda fundamental, a la frecuencia del sistema, de la tensión entre fases que aparece en el circuito después de que se han extinguido los arcos en todos los polos del interruptor.

AA’ Envolvente superior de la onda de corriente.

BB’ Envolvente inferior de la onda de corriente.

BX Línea cero normal. De acuerdo con la norma IEC-62271-100 la capacidad interruptiva queda definida por dos valores:

CC’ Desplazamiento de la línea cero para la onda de corriente en cualquier instante.

• La capacidad interruptiva simétrica, expresada por el valor eficaz (rms) de la componente de corriente alterna de la corriente total interrumpida por el interruptor. En la Fig. 4.1, Ica representa el valor de la cresta de la componente de corriente alterna. Por lo tanto, la capacidad interruptiva simétrica IS está dada por:

DD’ Valor rms de la componente de directa en cualquier instante, medido de CC’.

EE’ Instante de la separación de contactos (inicio del arco).

IMC Corriente sostenida.

)(2

eficazvalorAmperesI

I caS =

Ica Valor pico de la componente alterna

de corriente al instante EE’.

Ica/√2 Valor eficaz de la componente alterna de corriente al instante EE’.

• La capacidad interruptiva asimétrica o total, expresada por el valor eficaz (rms) de la corriente total, que comprende las componentes de corriente alterna y corriente directa, interrumpida por el interruptor.

Icd Componente de corriente directa de la corriente al instante EE’ y es el valor en porciento de la componente de corriente directa.

En la Fig. 4.1, Icd representa el valor de la componente de corriente directa en el instante de la separación de los contactos. Por lo tanto, la capacidad interruptiva asimétrica IAS está dada por:

100100 ⋅−

=⋅MN

OMONII

ca

cd

)(

22

2

eficazvalorAmperesIII cdca

AS +

=

CFE/CTT

4-5


Tabla 4.2 Límites de elevación de temperatura de las partes de un interruptor. COMPONENTE TEMPERATURA MÁXIMA

CONTACTOS Temperatura total (°C)

Elevación de temperatura con temperatura ambiente menor a 40°C

(°C) Cobre sin recubrimiento En aire

En SF6 En aceite

75 105 80

35 65 40

De plata, niquelados o plateados En aire (notas 1, 2) En SF6 En aceite (nota 2)

105 105 90

65 65 50

Estañado En aire En SF6 En aceite

90 90 90

50 50 50

CONEXIONES Cobre En aire

En SF6 En aceite

90 115 100

50 75 60

De plata, niquelados o plateados En aire (nota 3) En SF6 En aceite

115 115 100

75 75 60


105 105 100

65 65 60

TERMINALES EXTERNAS A CONDUCTORES Sin recubrimiento 90 50 Plata, níquel o estañadas 105 65 PARTES METÁLICAS QUE ACTÚAN COMO RESORTE Ver nota 4 Ver nota 4 MATERIALES AISLANTES (nota 5) Clase Y (materiales no impregnados) 90 50 Clase A (materiales impregnados o sumergidos en aceite) 105 65 Clase E 120 80 Clase B 130 90 Clase F 155 115 Clase H 180 140 Esmalte Base aceite

Sintético en aire Sintético en aceite

100 120 100

60 80 60

METAL O MATERIAL AISLANTE EN CONTACTO CON ACEITE, EXCEPTO CONTACTOS

100 60

ACEITE AISLANTE PARA INTERRUPTORES 90 50 NOTAS DE LA TABLA 4.2. 1) Cuando se aplica una elevación de temperatura de 65°C se debe asegurar que no se ha causado daño a los materiales aislantes adyacentes. 2) La calidad de la cubierta de plata será de tal clase que después de las pruebas de cortocircuito y mecánicas, todavía tenga una capa de plata en los

puntos de contacto y debe considerarse como “NO CUBIERTO DE PLATA". 3) Los valores de temperatura y de elevación de temperatura son válidos para conductores con o sin recubrimiento. 4) La temperatura no debe alcanzar un valor donde se afecte la elasticidad del material (reblandecimiento). Para cobre puro el límite de temperatura

es de 75°C. 5) Se utilizan las siguientes clases de materiales aislantes:

CLASE "Y" (90 °C) Algodón, seda y papel sin impregnación. CLASE “A” (105 °C) Algodón, seda y papel impregnados, cubiertos o sumergidos en un líquido dieléctrico como el aceite. CLASE “E” (120 °C) Barnices de terminación e impregnación, compuestos de poliuretano, compuestos epóxicos y resinas. CLASE “B” (130 °C) Mica, fibra de vidrio, asbesto, etc., o combinación de ellos, construidos con varias sustancias orgánicas. CLASE “F”(155 °C) Mica, fibra de vidrio construidos con varias substancias de otros materiales no necesariamente inorgánicos. CLASE “H” (180 °C) Nomex, Mylar laminado, mica, fibra de vidrio, barniz, resilam, DMD 180, Kapton, Pyromid, Pyroglas y Pyrolam.

CFE/CTT

4-6


B

C IMC

Icd

O

M

N

A

Di

E

B'

XC'

caI D'

A'

E´

Fig. 4. 1 Componente de C.D. en el instante del cierre de contactos de un interruptor.

Un interruptor normal responde a las siguientes características:

Para tensiones inferiores a la tensión nominal, el interruptor debe ser capaz de interrumpir su valor de cortocircuito nominal.

Para tensiones superiores a la tensión nominal, no se puede garantizar ninguna corriente interruptiva de cortocircuito.

El valor eficaz de la componente alterna de la corriente de interrupción de cortocircuito debe elegirse entre los valores siguientes:

6.3, 8, 10, 12.5, 16, 20, 25, 31.5, 40, 50, 63, 80 y 100 kA

El valor en porciento de componente directa se determina como sigue:

Para un interruptor que puede ser disparado por la intensidad de cortocircuito sin ayuda de ningún tipo de energía auxiliar, el porcentaje de la componente directa debe corresponder a un intervalo de tiempo τ igual al tiempo de apertura mínimo del interruptor.

Para un interruptor que no puede ser disparado más que con algún tipo de energía auxiliar, el porcentaje de la componente directa debe corresponder a un intervalo de tiempo τ igual al tiempo de apertura mínimo del interruptor, al que se sumará un semiciclo de la frecuencia nominal.

El tiempo mínimo de apertura mencionado anteriormente es el menor tiempo de apertura del interruptor que se puede lograr en cualquier condición de servicio, tanto en maniobra de interrupción, como en ciclo de cierre-apertura

El valor de la componente directa, evaluado en porcentaje, depende del intervalo de tiempo τ. Los valores normales de τ se grafican en la Fig. 4.2. Para la determinación de las componentes alterna y directa, se debe utilizar esta figura y la expresión siguiente:

τTrTop

e100cd%+

−=

CFE/CTT

4-7


Donde:

Top = Tiempo de operación del primer polo del interruptor.

Tr = Tiempo de operación de los relevadores.

τ = Constante de tiempo estándar (45 ms).

La componente de corriente directa se considera despreciable cuando su valor es igual o menor que el 20% del valor de cresta de la componente simétrica de corriente alterna. Por lo tanto, de acuerdo con la Fig. 4.2, para interruptores cuyo tiempo de operación es de 60 ms (≈3.5 ciclos) o mayor, se debe especificar únicamente la capacidad interruptiva simétrica. Para determinar el tiempo que transcurre desde que se establece el cortocircuito hasta que se separan los contactos del interruptor, se agregan 10 ms al tiempo de operación del interruptor. Estos 10 ms corresponden al tiempo de operación de los relevadores de protección. En la gráfica de la Fig. 4.2 puede verse que para un tiempo de 60 + 10 = 70 ms y un τ = 45 ms, la componente de corriente directa se reduce al 20% del valor de cresta de la componente de corriente alterna.

Los valores de las crestas positivas de la onda asimétrica en función del valor de cresta de la onda simétrica son (ver Fig. 4.3):

IIIIIIIIIIII

09.113.121.133.151.180.1

11

9

7

5

3

1

======

Frecuentemente se expresa la relación entre las corrientes simétrica y la asimétrica de cortocircuito por medio de un factor de asimetría.

asimetríadeFactorKKII SAS

==

Este factor K depende de la relación entre la reactancia inductiva y la resistencia del circuito (X/R) en donde se instalará el interruptor.

tablasdeobtieneSeRXfK

=

La capacidad interruptiva puede expresarse también en MVA y se calcula como √3 veces la tensión de recuperación de frecuencia fundamental por la corriente simétrica o asimétrica, según sea el caso.

ccSccAS

ASccAS

SccS

KPPbienoKVIP

KVIP

==

=

:3

3

Donde:

PccS = Potencia de cortocircuito simétrica.

PccAS = Potencia de cortocircuito asimétrica.

CFE/CTT

4-8


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 900

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

=120 ms

=75 ms

=60 ms

=45 ms

4

3

2

1

Tiempo desde el inicio de la corriente de cortocircuito

Porc

ient

o de

la c

ompo

nent

e de

C.D

.

Fig. 4. 2 Porcentaje de la componente de corriente directa en relación con el intervalo de tiempo (Top+Tr) para la constante de tiempo estándar τ1 y para las constantes

especiales de tiempo τ2, τ3 y τ4.

7

0

I

I1I3

5I I

t

9I 11I

Fig. 4. 3 Onda normalizada de corriente asimétrica.

CFE/CTT

4-9


4.3.6 Capacidad de cierre o de conexión nominal

La capacidad de cierre o de conexión nominal de un interruptor se define como la intensidad de corriente máxima que el interruptor puede establecer con una tensión dada.

El caso más severo para el interruptor se presenta cuando éste cierra contra un cortocircuito en el instante del cruce por cero de la tensión, de manera que la corriente total de cortocircuito alcanza su valor máximo, como se muestra en la Fig. 4.1. La capacidad de cierre está dada por el valor de la primera cresta de la onda de corriente IMC.

De acuerdo con la norma IEC-62271-100, la primera cresta de la onda de corriente puede alcanzar un máximo de 1.8 veces el valor de cresta Ica de la onda de corriente simétrica, por lo que la capacidad de cierre en amperes eficaces (valor de cresta) IMC es igual a:

SMC

SMC

IIII

55.228.1

==

4.3.7 Corriente nominal de tiempo corto

El propósito de este requerimiento es asegurar que no se rebase la capacidad térmica de tiempo corto de las partes conductoras.

Por definición, la corriente nominal de tiempo corto es el valor rms de la corriente que el interruptor puede conducir en la posición de cerrado, sin sufrir daño, para un intervalo de tiempo especificado. A la corriente nominal de tiempo corto también se le denomina “corriente sostenida de corta duración”.

La magnitud de esta corriente es igual a la corriente simétrica de cortocircuito nominal que se asigna para un interruptor en particular y

que normalmente se expresa en kA para un período de 1 segundo (IEC) ó 3 segundos (ANSI). La IEC, también recomienda un valor de 3 segundos si se requieren periodos mayores a 1 segundo. También se le conoce como capacidad nominal a 1 segundo y como capacidad nominal a 3 segundos, respectivamente.

A pesar de que ANSI requiere un aguante de 3 segundos, el máximo retraso del disparo establecido es de dos segundos para interruptores tipo interior y equipos para intemperie a 72.5 kV o menores, y para interruptores a 121 kV o mayores el requerimiento de tiempo es de 1 segundo. La duración de la corriente de tiempo corto no tiene que ser mayor que el retraso de tiempo máximo permitido en un sistema, por lo que ANSI está en el proceso de adoptar requerimientos de tiempo menores.

4.3.8 Secuencia de operación nominal

El ciclo de trabajo de un interruptor de potencia consiste en una serie de operaciones de apertura (desconexión) y cierre (conexión) o ambas a la vez. Los tiempos asociados a las maniobras son de gran importancia, tanto desde el punto de vista de la estabilidad del sistema, como de la demanda térmica. Mientras más se tarde el interruptor en eliminar la corriente de falla, mayor será el daño que ésta causará al sistema.

El ciclo de operación nominal de un interruptor es el número prescrito de operaciones unitarias a intervalos de tiempo establecidos. De acuerdo con las recomendaciones de IEC para el servicio nominal de la operación de interruptores, cuya utilización no está especificada para autorecierre, se puede expresar como sigue:

CFE/CTT

4-10


O - t - CO - t' - CO

Si los intervalos de tiempo no son especificados, entonces t=0.3 s y t'=3 minutos.

O - t" - CO

t" = 15 s

Donde:

O = Operación de apertura.

C = Operación de cierre.

CO = Operación de cierre seguida de una apertura.

t, t', t" = Intervalos de tiempo.

t y t' = Expresados en minutos o en segundos.

t" = Expresados en segundos.

El ciclo de operación para los interruptores con autocierre es el siguiente:

O -"0" - CO

"0" = (Cero) representa el tiempo muerto del interruptor en ciclos.

Los diversos componentes del tiempo de operación del interruptor aparecen ilustrados en la gráfica de la Fig. 4.4.

4.3.9 Tensión Transitoria de Restablecimiento (TTR) nominal por falla en terminales

Es el límite de la TTR prevista de los circuitos que el interruptor debe poder interrumpir en caso de un cortocircuito en sus terminales. La

forma de onda de las TTR varía de acuerdo con la configuración de los circuitos.

En ciertos casos, particularmente en las redes de tensión superior a 100 kV y para corrientes de cortocircuito relativamente pequeñas, comparadas con la corriente de cortocircuito máxima en el punto considerado, la TTR comprende un periodo inicial en el que la velocidad de crecimiento es elevada, y un periodo posterior durante el cual la velocidad de crecimiento es más reducida. Esta forma de onda queda suficientemente bien definida por una envolvente formada por tres segmentos de recta definidos por cuatro parámetros (ver Fig. 4.5).

En otros casos, particularmente en las redes de tensión inferiores a 100 kV o bien en las redes de tensión superiores a 100 kV para corrientes de cortocircuito relativamente pequeñas respecto a la corriente de cortocircuito máxima, la TTR tiene una forma semejante a la de una oscilación amortiguada de una sola frecuencia. Esta oscilación queda bien definida por una envolvente formada por dos segmentos de recta definidos por dos parámetros (ver Fig. 4.6).

La capacitancia del lado de la fuente en el punto de instalación del interruptor, reduce la velocidad de crecimiento de la tensión durante los primeros microsegundos de la TTR.

Para representar las TTR´s nominales se utilizan los parámetros siguientes:

Representación por cuatro parámetros

U1= Primera tensión de referencia en kV.

t1= Tiempo en alcanzar U1 en µs.

CFE/CTT

4-11

Uc= Segunda tensión de referencia.


t2= Tiempo en alcanzar Uc, en µs.

U´= Tensión de referencia en kV.

td= Retraso de tiempo, en µs.

t´= Tiempo para alcanzar U´, en µs.

Representación por dos parámetros

Uc= Tensión de referencia (valor de cresta de la TTR) en kV.

t3= Tiempo en alcanzar Uc en µs .

U´= Tensión de referencia en kV.

td= Retraso de tiempo, en µs.

t´= Tiempo para alcanzar U´, en µs.

Retardo

A un interruptor se le asocia un retardo nominal td (µs). El interruptor debe poder interrumpir en cualquier circuito en el que la TTR atraviesa una vez el segmento de retardo y no lo vuelve a cruzar. El segmento de retardo arranca del eje de tiempo con el retardo nominal td, corre paralelo al primero de los segmentos de la TTR y termina a la tensión especificada U’ con un tiempo asociado t’.

Cortocircuito

Energización de laInicio de la apertura

extinción del arco

Recierre de los

Tiempo

Retraso deldisparo

Tiempo de apertura

Tiempo de arqueo

Tiempo de interrupción

Tiempo de división de los contactos

Tiempo de eliminación de la falla

Fin de carrerade los contactos

contactos

bobina de disparode los contactos Instante de

Tiempo de recierre

Fig. 4. 4 Componentes del tiempo de operación de un interruptor.

CFE/CTT

4-12


t ' t1 t2 t

T en sió n U

Uc

U1

0 t d

U '

Fig. 4. 5 Representación de una TTR especificada por cuatro parámetros.

T en s ió n

t

U '

0 t d t ' t3

U c

U

Fig. 4. 6 Representación de una TTR especificada por dos parámetros.

CFE/CTT

4-13


4.3.10 Corriente capacitiva nominal de interrupción

• La influencia mutua de sistemas adyacentes de líneas aéreas en la misma ruta.

La interrupción de corrientes capacitivas es la tarea de mayor responsabilidad operativa de un interruptor. La especificación de un interruptor que se utilizará para la interrupción de corrientes capacitivas deberá incluir, entre otras, las siguientes características:

• La presencia de fallas monofásicas y bifásicas a tierra.

La corriente nominal de carga de la línea, es la corriente máxima de carga de la línea que el interruptor es capaz de interrumpir, a su tensión nominal, bajo condiciones normales de operación. La especificación de este parámetro es obligatoria para interruptores de tensiones nominales de 72.5 kV y mayores.

• Corriente nominal de carga de la línea aérea.

• Corriente nominal de carga de cable subterráneo.

• Corriente nominal de interrupción de banco de capacitores sencillo.

La corriente nominal de carga de cable, es la corriente máxima de carga del cable que el interruptor es capaz de interrumpir, a su tensión nominal, bajo condiciones normales de operación. La especificación de este parámetro es obligatoria para interruptores de 52 kV y menores.

• Corriente nominal de interrupción de bancos de capacitores conectados en oposición (back-to-back).

• Corriente nominal de inrush para conexión de banco sencillo de capacitores.

• Corriente nominal de inrush para conexión de bancos de capacitores conectados en oposición (back to back).

La corriente nominal de interrupción de banco sencillo de capacitores, es la corriente capacitiva máxima que el interruptor es capaz de interrumpir a su tensión nominal bajo condiciones normales de operación. Este tipo de corriente se presenta en la interrupción de corrientes de bancos de capacitores conectados en derivación (shunt), y también se aplica donde no hay capacitores en derivación en el lado fuente del interruptor.

Las tensiones de recuperación relacionadas con la interrupción de cargas capacitivas dependen de:

• La puesta a tierra del sistema.

• La puesta a tierra de la carga capacitiva, por ejemplo la pantalla de los cables subterráneos, los bancos de capacitores y las líneas de transmisión.

• Acoplamiento mutuo de fases adyacentes de la carga capacitiva, por ejemplo líneas aéreas abiertas.

La corriente nominal de interrupción de bancos de capacitores en oposición (back to back), es la corriente máxima capacitiva que el interruptor es capaz de interrumpir a su tensión

CFE/CTT

4-14


nominal bajo condiciones normales de operación. Esta corriente se refiere a la energización y desenergización de bancos de capacitores en derivación, donde uno o más bancos de capacitores en derivación se conectan en el lado de la fuente del interruptor, dando una corriente de inrush igual a la corriente nominal de inrush para bancos de capacitores back to back.

La corriente nominal inrush para banco de capacitores sencillo, es el valor pico de la corriente que el interruptor es capaz de soportar a su tensión nominal y con una frecuencia de la corriente de inrush apropiada para las condiciones de operación. No se establecen valores preferidos ni para la corriente de inrush ni para su frecuencia. Para aplicaciones comunes, la corriente inrush de banco sencillo de capacitores está en el rango de 5 a 10 kA. Se puede estimar de manera aproximada utilizando la expresión extraída de la norma ANSI/IEEE C37.012:

sbshpico IkIi 2max ≈

Donde:

ipico max= Corriente pico inrush.

Ish = Corriente de corto circuito en la ubicación del banco de capacitores en valor eficaz.

Isb = Corriente eficaz de banco sencillo de capacitores.

k = 1.15, que es un multiplicador para cubrir tolerancias y posibles sobretensiones.

La frecuencia de la corriente de inrush está en el rango de 200 a 1000 Hz. Puede ser estimada

de manera aproximada utilizando la siguiente fórmula:

sb

shrinrush I

Iff ≈

Donde fr es la frecuencia nominal y finrush es la frecuencia de la corriente de inrush.

En la Tabla 4.3 se presentan los valores preferidos de corrientes capacitivas nominales establecidos por la IEC-62271-100. En la Tabla 4.4 se presentan las corrientes nominales de operación y corrientes de interrupción que se establecen en la especificación CFE V5000-01.

4.3.11 Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (NBAI)

Este requerimiento está basado en el hecho de que las sobretensiones producidas por rayos son una de las causas principales de salidas del sistema y de fallas en el equipo de potencia. La magnitud y la forma de la onda del impulso dependen del nivel de aislamiento de la línea y de la distancia entre el punto de origen del impulso y el punto de la línea que está bajo consideración.

Debido a lo anterior, es difícil establecer un límite superior para estas sobretensiones y, por lo tanto, es impráctico esperar que los interruptores se diseñen para soportar los límites superiores de las sobretensiones.

El objetivo de especificar un nivel de soporte al impulso, es definir la capacidad máxima de un interruptor y el nivel de coordinación de tensión que debe proveer.

El nivel básico de aislamiento al impulso (NBAI) que se especifica, en realidad sólo refleja las prácticas de coordinación de

CFE/CTT

4-15


aislamiento utilizadas en el diseño de sistemas eléctricos, el cual está influenciado por los límites de aislamiento y los requerimientos de protección de transformadores de potencia y otros equipos del sistema.

ANSI especifica únicamente un valor de NBAI para cada clase o nivel de tensión de interruptores, con la excepción de interruptores de 25.8 y 38 kV donde especifica dos valores. El valor más bajo es propuesto para

aplicaciones en sistemas de distribución con estrella aterrizada y equipados con apartarrayos. IEC, en contraste, especifica dos valores de NBAI para todas las clases de tensión, excepto para las clases 52 y 72.5 kV donde sólo se especifica un valor, y para 245 kV donde se proporcionan tres valores. Los valores de NBAI que especifican las normas ANSI e IEC, para interruptores de clase 72.5 kV y superiores se dan en la Tabla 4.5.

Tabla 4.3 Valores preferidos de corrientes de switcheo capacitivo nominales establecidos por la IEC-62271-100.

Línea en vacío Cable en vacío Banco sencillo de capacitores

Banco de capacitores en oposición (back to back)

Tensión nominal

Corriente nominal de carga de la

línea

Corriente nominal de

carga del cable


interrupción


interrupción

Corriente nominal inrush

Frecuencia de la corriente

inrush

Il Ic Isb Ibb Ibi fbi (kV) (A rms) (A rms) (A rms) (A rms) (kA pico) (Hz) 3.6 10 10 400 400 20 4,250

7.2 10 10 400 400 20 4,250

17.5 10 31.5 400 400 20 4,250

24 10 31.5 400 400 20 4,250

36 10 50 400 400 20 4,250

72.5 10 125 400 400 20 4,250

123 31.5 140 400 400 20 4,250

145 50 160 400 400 20 4,250

170 63 160 400 400 20 4,250

245 125 250 400 400 20 4,250

300 200 315 400 400 20 4,250

420 400 400 400 400 20 4,250

550 500 500 400 400 20 4,250 Nota 1: Los valores dados en esta tabla son seleccionados para propósitos de normalización. Nota 2: Si se realizan pruebas de switcheo de capacitores conectados en oposición, las pruebas para switcheo de banco sencillo no se requieren. Nota 3: El pico de la corriente de inrush y la frecuencia de esta corriente puede ser más alta o menor que los valores establecidos en esta tabla

dependiendo de las condiciones del sistema, por ejemplo, si se usan o no reactores limitadores de corriente.

CFE/CTT

4-16


Tabla 4.4 Corrientes nominales de operación y corrientes de interrupción establecidos en la especificación CFE V5000-01.

Tensión nominal del interruptor

(kV)

Corriente nominal (A)

Corriente de interrupción de

cortocircuito (kA)

Corriente de interrupción en cables cargados (cable en vacío)

(A)

Corriente de interrupción con

línea cargada (línea en vacío)

(A)

1250 1600

25 31,5

123 1600 2000

40 140 31,5

1250 1600 2000

31,5

145 1600 2000 3150

40 50

160 50

1250 1600 2000

31,5 170

1600 2000

40 50

160 63

1250 1600 2000

31,5

1600 2000

40 245

2000 50

250 125

1250 1600 2000 3150

31,5

1600

300

2000 50

315 200

1600 2000

31,5

1600 2000

40 420

2000 50

400 400

550 2000 40 500 500 NOTA: En caso de requerirse una corriente de interrupción de cortocircuito de 63 kA debe indicarse en las Características Particulares.

CFE/CTT

4-17


Tensión de soporte con onda cortada

Este requerimiento dieléctrico sólo lo especifica ANSI y fue incluido debido al hecho de que la tensión en las terminales de un apartarrayos tiene una característica plana, sin embargo, a cierta distancia de este, la tensión es ligeramente mayor. Esta característica se consideró en las normas de transformadores donde se especificó una onda que se corta a los 3 µs.

Una razón adicional para establecer este requerimiento fue eliminar, por razones económicas, el uso de apartarrayos en el lado de línea del interruptor y permitir el uso de explosores de varillas. El valor de tensión pico a 3 µs está dado como 1.15 veces el NBAI correspondiente.

Tabla 4.5 Comparación del NBAI entre los requerimientos de ANSI e IEC.

ANSI IEC Tensión nominal

Tensión nominal NBAI Onda cortada a

2µs Onda cortada a

3µs NBAI Tensión nominal

(kV) (P.U.) (kV) (kV) (kV) (kV) (kV)

72.5 4.8 350 452 402 325 72.5

121 4.55 550 710 632 550

450

123

145 4.5 650 838 748 650

550

145

169 4.45 750 968 862 750

650

170

242 3.7 900 1160 1040 1050

950

850

245

362 3.58 1300 1680 1500 1175

1050

362

550 3.26 1800 2320 2070 1550

1425

550

CFE/CTT

4-18

PRUEBAS PROTOTIPO

Soporte con impulso de maniobra

Este requerimiento se aplica a interruptores de clase 362 kV o superiores (ANSI) y de 300 kV o superiores (IEC). La razón de que sólo se especifiquen estos requerimientos a estas tensiones, es debido a que a valores más bajos de tensión, el valor pico de la tensión de soporte excede el valor de 3 p.u. Este es el valor que ha sido seleccionado como el máximo impulso de maniobra no controlado que puede encontrarse en un sistema.

En la especificación CFE V5000-01 a esta tensión se le nombra “Tensión de aguante nominal a impulso de maniobra”.

En la Tabla 4.6 se presentan los valores que establece la especificación CFE V5000-01 para las tensiones de aguante nominal a la frecuencia del sistema, a impulso de rayo y impulso de maniobra.

Tabla 4.6 Tensiones nominales y valores de pruebas dieléctricas establecidas en la especificación CFE V5000-01(1)(5).

Tensión nominal

(kV) valor eficaz

Tensión de aguante nominal a la frecuencia del sistema

(kV) valor eficaz (1 min.) seco (s) húmedo (h)

Tensión de aguante nominal a impulso de

rayo (kV)

valor pico seco (s)

Tensión de aguante nominal a impulso de maniobra

(kV) valor pico

seco (s) húmedo (h)

Interruptor

De fase a tierra y a través del interruptor

cerrado


abierto


cerrado


abierto

De fase a tierra

Entre fases para

interruptor de tanque

muerto

A través de las

terminales del

interruptor abierto

1 2 3 4 5 6 7 8

123 230 (s/h) 550 NA NA NA

145(2)(3) 275 (s/h) 650 NA NA NA

170(4) 325 (s/h) 750 NA NA NA

245 460 (s/h) 1050 NA NA NA

300(2) 380 (s/h) 435 (s/h) 1050 1050 (+170) 850 1275 700 (+245)

420 520 (s/h) 610 (s/h) 1425 1425 (+240) 1050 1575 900 (+345)

550(2) 620 (s/h) 800 (s/h) 1550 1550(+315) 1175 1760 900 (+450) Notas: (1) Los valores de prueba indicados en esta tabla están referidos a las condiciones normalizadas de 101,3 kPa de presión, 20 ºC de temperatura y humedad absoluta de 11 g/m3. (2) Exclusivamente para los casos de extra alta contaminación y altitudes mayores a 2,500 m.s.n.m. (3) Exclusivamente para los casos en que se requiera corrientes de interrupción de 50 kA o mayores. (4) Tensión restringida del sistema de 161 kV. (5) Los valores especificados en la tabla están basados en un estudio de coordinación de aislamiento realizado por el LAPEM, con los siguientes parámetros principales: Índice de falla del equipo 1/400; Tensión nominal del apartarrayos 210 kV para tensión nominal del sistema de 245 kV; Tensión nominal del apartarrayos de 330 kV para tensión nominal del sistema de 420 kV.

CFE/CTT

4-19

PRUEBAS PROTOTIPO

CFE/CTT4-20

4.3.12 Niveles de contaminación

La distancia de fuga de fase a tierra se calcula tomando en cuenta la distancia de fuga específica y la tensión nominal de fase a fase del interruptor, conforme lo indicado en la norma IEC 60815, debiendo aplicarse la Tabla 4.7, de acuerdo al nivel de contaminación

(medio, alto o extra alto) del sitio de instalación del interruptor. Esta distancia, se debe indicar en las Características Particulares, ver Anexo 4 “Cuestionario de características particulares de interruptores de potencia”.

Tabla 4.7 Distancia específica mínima de fuga y nivel de contaminación.

Nivel de contaminación Distancia específica mínima de fuga

(mm/kVf-f)

IEC 60815

Medio 20

Alto 25

Extra alto (*) Nota: (*) En caso de requerirse equipo para un nivel de contaminación extra alto se debe realizar un estudio, el cual debe ser avalado por el LAPEM. Para tal caso, véase nota (2) de la Tabla 4.6 de tensiones nominales y valores de pruebas dieléctricas.


CAPÍTULO 5

TIPOS DE INTERRUPTORES

5.1 INTRODUCCIÓN

El interruptor es un dispositivo de desconexión el cual, de acuerdo con las normas, está definido como un dispositivo capaz de conectar, conducir e interrumpir corrientes bajo condiciones normales y también conectar y conducir corrientes por tiempo determinado e interrumpirlas bajo condiciones anormales, tales como corrientes de corto circuito.

Conforme se han incrementado las tensiones de operación y las capacidades de corto circuito de los sistemas de potencia, los interruptores de potencia en alta tensión han jugado un papel muy importante en dicho crecimiento. Se han desarrollado diferentes

tecnologías, algunas que involucran el uso de medios de interrupción avanzados y continúan siendo estudiadas para lograr equipos más eficientes.

Para efectuar la interrupción de corriente, algunos de los primeros diseños de interruptores, simplemente alargaban el arco a través de un par de contactos en aire; posteriormente se incorporaron estructuras de arco, incluyendo algunas con bobinas de soplo magnético, mientras que otros dispositivos usaron como medio de interrupción líquidos tales como aceite.

Algunos de esos primeros diseños han sido significativamente mejorados y algunas variaciones de este tipo de interruptores están

CFE/CTT

5-1


b) Interruptores de alta tensión, son los diseñados para usarse en tensiones superiores a 1000 volts.

todavía en uso, especialmente en aplicaciones de baja tensión, donde actualmente los interruptores de aire son el tipo dominante de interruptores.

Cada uno de esos grupos puede subdividirse. Para el caso de los interruptores de alta tensión estos se subdividen en interruptores de 123 kV y mayores e interruptores de 72.5 kV y menores. Frecuentemente, estos dos grupos son relacionados como interruptores para transmisión e interruptores de distribución respectivamente.

Para aplicaciones de interiores en tensiones de 5 a 38 kV, los interruptores en soplo de aire magnético fueron los interruptores de elección en los Estados Unidos de Norteamérica en los años setenta, mientras que en Europa y México los interruptores de pequeño volumen fueron muy populares. Por otra parte, para aplicaciones intemperie, para tensiones de 15 a 230 kV fueron muy usados los interruptores de gran volumen y los de soplo de aire.

Esta clasificación de los interruptores de alta tensión es la que comúnmente es usada por las normas internacionales ANSI e IEC.

Con la llegada de las tecnologías de vacío y hexafloruro de azufre, los diseños antiguos de interruptores han sido rápidamente sustituidos y en la actualidad son considerados como tecnologías obsoletas.

5.2.2 Interruptores por lugar de instalación

Los interruptores de alta tensión pueden ser usados en instalaciones tipo interior y tipo exterior o intemperie. Los interruptores tipo interior son aquellos diseñados para usarse sólo en el interior de edificios o en envolventes resistentes a la intemperie.

5.2 CLASIFICACIÓN DE INTERRUPTORES

Los interruptores se pueden clasificar de acuerdo al: nivel de tensión, lugar de instalación, características externas de diseño y método y medio usado para la interrupción de la corriente.

Para media tensión en el rango de 4.76 kV a 34.5 kV estos son del tipo interior y están diseñados para usarse en el interior de tableros o cubículos metal clad. La única diferencia entre los interruptores tipo interior y tipo exterior es la envolvente externa o gabinete. Las partes internas tales como los contactos, las cámaras de interrupción y el mecanismo, en la mayoría de los casos, son los mismos para los dos tipos, siempre y cuando las características nominales de corriente y tensión sean las mismas y que utilicen la misma tecnología para la interrupción de corriente.

5.2.1 Tipos de interruptores por nivel de tensión

El nivel de tensión en el cual se van a usar los interruptores es una clasificación muy amplia que divide a los interruptores en:

a) Interruptores de baja tensión, son los diseñados para usarse en tensiones de hasta 1000 volts.

CFE/CTT

5-2


5.2.3 Interruptores por características externas de diseño

b) Utilizan menor cantidad de fluido para interrupción.

Desde el punto de vista de su diseño físico estructural, los interruptores para intemperie pueden ser clasificados como interruptores de tanque muerto e interruptores de tanque vivo.

c) Requiere de menor espacio para su instalación.

Los interruptores de tanque muerto están definidos por las normas ANSI como un dispositivo de desconexión en el cual la envolvente o tanque está sólidamente aterrizada y aloja las cámaras interruptivas y el medio aislante.

5.2.4 Interruptores por método y tipo de medio de interrupción

En el proceso de desarrollo de las tecnologías para interruptores, los factores principales que han influido en los parámetros de diseño son, el medio aislante y el de interrupción y los métodos para efectuar la extinción del arco eléctrico.

El interruptor de tanque vivo está definido como un dispositivo de desconexión, en el cual las cámaras interruptivas se encuentran soportadas en columnas aislantes y éstas quedan aislando la parte energizada del potencial a tierra.

Los medios de interrupción que se utilizaron a principio de siglo fueron el aire y el aceite, siendo notable su funcionalidad y confiabilidad. Posteriormente, al final de la década de los cincuenta, aparecieron dos tecnologías como medios interruptivos, la de vacío y la de gas hexafloruro de azufre (SF6). En la actualidad estas dos últimas tecnologías son las líderes en la interrupción del arco eléctrico.

Los interruptores de tanque muerto presentan ciertas ventajas sobre los interruptores de tanque vivo, entre las cuales se tienen:

a) Se pueden instalar transformadores de corriente tipo boquilla, tanto en el lado de línea, como en el lado de la carga del interruptor. Aunque vacío y SF6 son actualmente las

tecnologías más modernas, en este capítulo se presentan los aspectos tecnológicos relevantes de los interruptores en aceite y en aire debido a que aún existen interruptores con estas tecnologías en servicio; aunado a esto, muchos de los requerimientos especificados en las normas están basados en las características de operación de esos interruptores.

b) Su construcción ofrece una capacidad de soporte sísmico mayor.

c) Se embarcan ya ensamblados y ajustados desde la fábrica.

d) Tienen una mejor estética.

Por otra parte, los interruptores de tanque vivo comparados con los de tanque muerto, ofrecen las siguientes ventajas:

a) Costo menor, ya que no incluye los transformadores de corriente.

CFE/CTT

5-3


5.3 INTERRUPTORES DE SOPLO MAGNÉTICO

El primer diseño de este tipo de interruptor consistió de unas simples cuchillas operadas en aire bajo condiciones atmosféricas. Este diseño tenía una capacidad muy limitada en términos de tensión y de capacidad interruptiva, lo que obligó a desarrollar diseños mejorados que involucraron la inclusión de diferentes componentes cuya función fue mejorar el enfriamiento del arco.

El principal componente fue una caja que contenía un número de placas metálicas o aislantes. En esta caja también se incluyó una bobina de soplo magnético, principalmente para aplicaciones de media tensión.

Fig. 5.1 Sección transversal de una cámara de arqueo de soplo magnético.

i iArcos cortos

Contactos

Placas demetal

Aislamiento

Una cámara de arqueo para este tipo de interruptor es una estructura en forma de caja fabricada con materiales aislantes. Cada cámara de arqueo rodea a un polo del interruptor y en algunos casos sirve de estructura para soportar las placas del arqueo. Básicamente existen dos tipos de cámaras de arqueo, las cuales se caracterizan principalmente por el material de las placas de arqueo.

El segundo tipo de cámara de arqueo fue la de soplo magnético. Esta cámara fue usada en interruptores para aplicaciones en media tensión, mayores a 15 kV para interrumpir corrientes de falla mayores a 50 kA. De igual forma, usó placas de arqueo aislantes fabricadas con materiales cerámicos tales como óxido de zirconio y óxido de aluminio. En este tipo de cámara el enfriamiento del arco y su extinción final se efectúa mediante una combinación de procesos. Primero el arco es alargado y forzado a viajar hacia el interior de la trayectoria que se forma por la geometría y ubicación de las placas aislantes y sus ranuras.

En el primer tipo de cámara de arqueo las placas están fabricadas de acero suave o de níquel-cadmio. En este tipo, el arco es guiado hacia dentro de las placas por medio de un par de cuernos de arqueo. Subsecuentemente, el arco es atraído hacia adentro de la cámara de arqueo debido a la fuerza producida por la corriente y la presión de los gases calientes. La Fig. 5.1 muestra la sección transversal de una cámara de este tipo.

Al mismo tiempo, el arco se adelgaza conforme pasa a través de las ranuras y llena los espacios entre ellas. Finalmente, cuando el arco hace contacto con las paredes de las placas aislantes el arco es enfriado por difusión en las paredes, logrando su extinción.

CFE/CTT

5-4


5.4 INTERRUPTORES DE SOPLO DE AIRE

Esta tecnología fue patentada en 1927 y comercializada en 1940, teniendo un gran éxito en la década de los noventa. En todos los diseños de interruptores de soplo de aire, el proceso de interrupción se inicia por la formación del arco entre dos contactos y simultáneamente, con el inicio del arco, con la apertura de una válvula neumática que produce un soplo de aire a alta presión que alarga la columna del arco, la cual es sometida a los efectos de enfriamiento del flujo de aire.

Dependiendo de la dirección del flujo del aire en relación con la columna del arco, existen tres tipos básicos de orientación del soplo, los cuales son: soplo axial, soplo radial y soplo cruzado, como se puede ver en la Fig. 5.2.

El soplo axial y el radial se usan generalmente para aplicaciones en alta tensión, mientras que el principio de soplo cruzado es usado para aplicaciones de media tensión y para la interrupción de corrientes grandes.

Los interruptores de soplo de aire, además de que utilizan la propiedad que tiene el aire comprimido para extinguir el arco, también emplea el aire producido por la expansión para el mando de los interruptores. La extinción del arco por aire comprimido puede utilizarse para todas las tensiones y para todas las capacidades de interrupción.

El proceso de interrupción por soplo de aire depende del enfriamiento turbulento y, por lo mismo, en ella influye la configuración aerodinámica de las toberas, los pasajes o conductos para el flujo del aire y de masa. El aire comprimido es un aislante excelente y se le fuerza hacia el arco en el instante de separación de los contactos. El aire comprimido arrastra al arco a través de la

tobera y ésta ayuda a expulsar el gas caliente y los productos del arqueo, hacia la atmósfera.

La extinción se efectúa cuando se presenta la primera corriente cero y la corriente de aire comprimido aumenta estableciendo una resistencia dieléctrica entre los contactos para soportar la tensión de restablecimiento. El aumento de la resistencia dieléctrica es rápido así como la presión del aire, debido a la capa aislante de aire entre los contactos, lo que hace que el entrehierro final pueda ser pequeño, reduciendo el tamaño del dispositivo. La energía suministrada para la extinción del arco se obtiene del aire a alta presión y es independiente de la corriente que se va a interrumpir. La Fig. 5.3 muestra un interruptor de soplo de aire.

5.5 INTERRUPTORES SIMPLES DE INTERRUPCIÓN EN ACEITE

El primer interruptor en aceite fue diseñado y construido en los Estados Unidos en 1901, fue instalado en un sistema de 40 kV y fue capaz de interrumpir entre 300 y 400 A. El diseño consistía de dos barriles de madera llenos de una mezcla de aceite y agua. Los contactos eran dos navajas verticales que conectaban unos contactos fijos para cerrar el circuito. Desde entonces, este diseño se fue refinando y mejorando pero mantuvo su características de simplicidad en la construcción y su capacidad para interrumpir corrientes grandes.

CFE/CTT

5-5


4

2

4

2

1

(b)

3

(a)

2

4

1

13

1

2

4

flujo de gas4.- Dirección del3.- Arco2.- Tobera1.- Contactos

24

2

4

1

(c)4

1

3

Fig. 5.2 Dirección de soplo de aire (a) dirección axial, (b) dirección radial y (c) dirección transversal o sección de soplo.

CFE/CTT

5-6


Fig. 5.3 Interruptor de soplo de aire. marca Brown & Boveri, mecanismo neumático, 245 kV, 2000 A y 40 kA de capacidad interruptiva.

Los primeros diseños de interruptores en aceite no contaban con dispositivos especiales para contener el arco o para mejorar el proceso de extinción del arco. En los primeros diseños, el arco era simplemente confinado en las paredes de un tanque con aceite, donde el proceso de extinción estaba acompañado por (a) elongación del arco, (b) por el incremento de presión producida por el calentamiento del aceite en la región del arco y (c) por la turbulencia natural que se genera por el aceite caliente. El concepto de este tipo de interruptor en aceite se muestra en la Fig. 5.4.

Para lograr una interrupción exitosa en esas condiciones, era necesario generar un arco relativamente largo. Sin embargo, eran difíciles de controlar, y en la mayoría de los casos resultaban periodos de arqueo muy

largos. Las combinaciones aleatorias de arcos largos, que se traducen en altas tensiones de arcos acompañados por tiempos largos de arqueo, hacen impredecible la energía de arco que tiene que ser controlada y extinguida por el interruptor. Esto hacia imposible diseñar un dispositivo que pudiera manejar un amplio e indefinido rango de energía. La aplicación de este tipo de interruptores estuvo limitada a sistemas de 15 kV y corrientes de falla hasta 200 A.

El desarrollo de las cámaras de extinción constituyó el avance más significativo en el desarrollo de los interruptores en aceite. El principal cambio al primer diseño fue la inclusión de una olla de explosión, la cual es un contenedor cilíndrico fabricado de material aislante mecánicamente resistente. Esta cámara cilíndrica se monta en tal forma que

CFE/CTT

5-7


envuelve la estructura de los contactos. En el fondo de la cámara hay un orificio en el que se inserta la varilla del contacto móvil.

El arco se forma a través de los contactos, pero con la diferencia de que ahora está dentro de la cámara interruptiva, por lo que las burbujas de hidrógeno están también dentro de la cámara. Conforme los contactos se mueven y tan pronto como la varilla de contacto móvil se separa del orificio en el fondo de la cámara, se produce una salida similar a una tobera que libera el hidrógeno atrapado dentro de la cámara interruptiva, como se ve en la Fig. 5.5.

Diseños posteriores en cámaras interruptivas dieron lugar al desarrollo de otros interruptores que en la actualidad conocemos como interruptores en gran volumen de aceite e interruptores en pequeño volumen de aceite. Estos se describen a continuación.

5.6 INTERRUPTORES EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE

La característica principal de este tipo de interruptores es que utiliza el aceite como medio aislante e interruptivo. Este interruptor pertenece al diseño original de interruptores en aceite. Posteriormente, cuando las cámaras interruptivas se agregaron a los interruptores

en aceite con pequeñas modificaciones, hechas particularmente en el tanque de aceite, este tipo de diseño de interruptor de gran volumen en aceite fue muy aceptado. En la mayoría de los casos para tensiones de hasta 72.5 kV las tres fases del interruptor están contenidas en un solo tanque de aceite. Sin embargo, un gran número de interruptores en el rango de media tensión tienen tres tanques independientes, principalmente para tensiones mayores a 145 kV. Las tres fases son operadas simultáneamente por un mecanismo de operación. La Fig. 5.6 muestra un interruptor trifásico en gran volumen de aceite con un solo tanque. La Fig. 5.7 muestra un interruptor de 230 kV en gran volumen de aceite con un tanque por polo.

Para cumplir con las necesidades aislantes del equipo, dependiendo de la tensión de aplicación, se deben de considerar distancias entre las partes vivas del dispositivo y el tanque aterrizado que contiene el aceite aislante. Por lo tanto, este tipo de diseño requiere tanques y volúmenes de aceite muy grandes. Por ejemplo para un interruptor de 145 kV se requieren aproximadamente 12,000 litros y para un interruptor de 230 kV se requieren 50,000 litros.

CFE/CTT

5-8


Nivel de aceite

Burbuja de aceite

Fig. 5.4 Interruptor simple de interrupción en aceite.

(a) (b)(c)

Fig. 5.5 Perfil de la cámara de explosión de un interruptor de aceite. (a) Contactos cerrados, (b) Inicio de apertura y de arco, (c) Escape del gas.

CFE/CTT

5-9


Fig. 5.6 Interruptor trifásico en gran volumen de aceite con un solo tanque clase 34.5 kV.

Fig. 5.7 Interruptor trifásico en gran volumen de aceite con un tanque por polo. Marca Westinghouse, tipo 242GW40, clase 242 kV, 1600 A y 40 kA de capacidad interruptiva y

mecanismo neumático.

CFE/CTT

5-10


Debido al gran tamaño de los interruptores en gran volumen de aceite, su cimentación tiene que ser muy grande y fuerte. Esto para soportar los esfuerzos desarrollados por el interruptor durante la interrupción de corrientes de falla, por lo que se requiere que la cimentación sea capaz de soportar una fuerza igual de hasta 4 veces el peso del interruptor incluyendo el peso del aceite. Para el caso de un interruptor de 245 kV se requiere de una fuerza de aproximadamente 50 toneladas. Fig. 5.8 Tipos de cámaras de control de

arco usadas en interruptores de gran volumen de aceite (a) Cámara de soplado axial, (b) Cámara de soplado cruzado.

(a) (b)

5.6.1 Tipos de cámaras de extinción para interruptores en gran volumen de aceite

5.7 INTERRUPTORES EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE Con la aparición de los interruptores en gran

volumen de aceite se generó también un desarrollo continuo de las cámaras interruptivas, cuya función es el control del arco. En la Fig. 5.8 se muestran los dos tipos básicos. El funcionamiento de éstas consiste en que la corriente del arco eléctrico generado por la falla, desarrolla la presión necesaria para producir el soplo y extinguirlo. La presión generada está en función de la corriente del arco, es decir, un incremento de corriente genera un aumento de la presión. Debido a este aumento de presión se produce un soplo más potente y una mayor resistencia eléctrica del arco, por lo que la tensión transitoria de restablecimiento puede ser soportada por distancias más cortas entre contactos. En consecuencia, al aumentar la corriente, la extinción del arco se efectúa con arcos cada vez más cortos.

Debido a la necesidad de reducir espacio por los altos costos del terreno, a la escasez y al precio del aceite, se desarrolló en Europa el interruptor en pequeño volumen de aceite, que utiliza volúmenes de aceite mucho menores que el de gran volumen. Estos interruptores ocupan aproximadamente el 2 % de aceite de un interruptor de gran volumen de aceite para los mismos valores nominales de tensión y capacidad interruptiva.

La principal diferencia entre estos, es que el interruptor en pequeño volumen usa el aceite sólo como medio interruptivo y tiene materiales aislantes sólidos para propósitos dieléctricos, mientras que en los de gran volumen el aceite sirve para ambas funciones.

Esencialmente el interruptor en pequeño volumen, consta por cada fase de un vástago móvil de contacto que se introduce en el eje del contacto fijo, ambos contactos están contenidos en una cámara interruptiva

CFE/CTT

5-11


Debido al pequeño volumen de aceite utilizado en estos interruptores, se presenta una carbonización muy rápida por la interrupción de fallas y, por lo tanto, se requiere de un mantenimiento más frecuente que en los de gran volumen. Si el mantenimiento no es efectuado en el tiempo requerido, puede presentarse degradación interna en las superficies aislantes de la cámara interruptiva, lo cual puede provocar una falla catastrófica. Esta es la principal desventaja y una de las razones del uso limitado de estos interruptores.

localizada dentro de aisladores huecos. Esos aisladores son fabricados de fibra de vidrio reforzada para aplicaciones de media tensión y de porcelana para tensiones mayores.

En el interruptor en pequeño volumen de aceite, cada fase tiene su propia cámara, la cual está a potencial de la línea. La parte viva y tierra están aisladas mediante soportes aislantes, lo cual clasifica a éste como un interruptor de tanque vivo. La Fig. 5.9 muestra un interruptor de pequeño volumen de 115 kV.

Fig. 5.9 Interruptor en pequeño volumen de aceite marca Sprecher & Schuh de 115 kV con mecanismo de resorte.

CFE/CTT

5-12


5.7.1 Tipos de cámaras de extinción usadas en interruptores de pequeño volumen de aceite

El tipo de cámara de extinción utilizada por los interruptores en pequeño volumen de aceite es la denominada de extinción por autosoplado. Se denomina así porque el propio arco eléctrico suministra la energía necesaria para su extinción. Esta energía crece con la corriente que se ha de interrumpir y su capacidad de ruptura límite está relacionada con su robustez mecánica. En las cámaras de interrupción el soplado puede ser longitudinal o transversal. En las de soplado longitudinal los gases bajo presión aseguran un barrido longitudinal del arco, como se ve en la Fig. 5.10. Debido a la reducida sección de evacuación de gases, la presión en la cámara

es normalmente alta, incluso con pequeñas corrientes.

En la Fig. 5.11 se ilustra como, en las cámaras de soplado transversal los gases escapan por las aberturas ubicadas en la periferia de la envoltura. Debido a la mayor sección de los orificios, la presión es más débil que en el caso anterior, lo que permite la extinción rápida de grandes corrientes.

Existe una cámara llamada de soplado mixto que reúne las ventajas del soplado longitudinal con las del transversal. En los interruptores provistos con este tipo de cámaras, y a partir del contacto fijo, se sitúan primero las cámaras de soplado transversal y después las de soplado longitudinal, como se presenta en la Fig. 5.12.

Fig. 5.10 Cámara de ruptura de soplado longitudinal.

CFE/CTT

5-13


Fig. 5.11 Cámara de ruptura de soplado transversal.

Fig. 5.12 Cámara de extinción de un interruptor marca C.E.M.–Gardy, de pequeño volumen de aceite, de soplado mixto; 1.- Nivel de aceite, 2.- Contacto deslizante superior (fijo),

3.- Cubierta aislante, 4.- Espiga de contacto móvil, 5.- Contacto deslizante inferior (móvil).

CFE/CTT

5-14


El diseño del interruptor prevaleció en el mercado hasta mediados de los años setenta, que fue cuando se introdujeron los interruptores de soplo de una presión, con un diseño más simple y confiable.

5.8 INTERRUPTORES EN SF6

5.8.1 Interruptores de dos presiones en SF6

El primer interruptor en SF6 diseñado para aplicación en alta tensión fue comercializado en 1959 por la compañía Westinghouse.

Una de las ventajas de los interruptores de dos presiones es el uso de mecanismos de operación de baja energía comparado con el mecanismo de los interruptores de soplo de una presión. Sin embargo, desde el punto de vista de energía total, se debe de considerar la energía que se gasta en comprimir el gas para almacenaje y la energía adicional que se requiere para prevenir la licuefacción del SF6 a bajas temperaturas ambientales.

El diseño original de este tipo de interruptores fue una modificación a la tecnología de los interruptores de soplo de aire. Esta modificación consistió en agregar una trayectoria cerrada para los gases de escape. El aire fue sustituido por gas SF6 a alta presión, el cual era liberado por una válvula de soplo a través de una tobera a un recipiente de baja presión en lugar de ser liberado a la atmósfera. El gas SF6 era reciclado a través de filtros, comprimido y almacenado en un recipiente de alta presión para ser utilizado en operaciones subsecuentes.

El problema de licuefacción que se presenta a bajas temperaturas fue la desventaja principal de este tipo de interruptores, por lo que se requería el uso de calefacción. Otras de las desventajas son: los grandes volúmenes de SF6 requeridos, las altas tasas de fugas debido a las altas presiones de operación y la complejidad del diseño debido al uso de válvulas de soplo.

Los mecanismos de operación de los interruptores de dos presiones en SF6 fueron prácticamente los mismos que se usaron para interruptores en aceite con ligeras modificaciones o adaptaciones. Esto debido a que la industria estaba acostumbrada a la tecnología en aceite, lo que facilitó la aceptación de los interruptores de dos presiones en SF6.

5.9 PRIMERA GENERACIÓN DE INTERRUPTORES EN SF6

5.9.1 Interruptores de soplo de una presión El interruptor de dos presiones en SF6 se

fabricó en versiones de un solo tanque y tres tanques dependiendo de la tensión nominal. Adicionalmente, se incluyeron tanques más pequeños a alta presión, los cuales estaban conectados a válvulas de soplo que operaban en sincronía con los contactos. Las presiones de operación eran del orden de 0.2 MPa para el lado de baja y 1.7 MPa para el lado de alta, respectivamente. Estos interruptores se clasifican del tipo de tanque muerto.

A los interruptores de soplo de una presión se les conoce como la primera generación de interruptores de potencia. Se dice con frecuencia que estos interruptores pertenecen a la familia de los interruptores de soplo o a la familia de los interruptores de autosoplado, siendo que en realidad, todos los interruptores de una presión miembros de la familia de los interruptores de autosoplado. Lo anterior se debe a que, en cualquiera de los dos tipos de

CFE/CTT

5-15


interruptores, el incremento de presión en la cámara interruptiva es generada sin la ayuda de compresores externos de gas.

La diferencia más notable entre esos dos tipos de interruptores es que, en los interruptores de soplo, la energía mecánica proporcionada por el mecanismo de operación también se utiliza para comprimir el gas, mientras que los interruptores de autosoplado, usan la energía calorífica liberada por el arco para incrementar la presión del gas.

Los interruptores de soplo se han diseñado, tanto en tanque vivo, como en tanque muerto como se ilustra en las Fig. 5.13 y 5.14 respectivamente.

Fig. 5.14 Interruptor tipo soplo en SF6, tanque muerto, marca Alstom, tipo DT1-145F1 de 145 kV, 2000 A, 40 kA de capacidad interruptiva con mecanismo de resorte.

5.9.2 Interruptores de soplo

La característica principal de los interruptores de soplo es que en la cámara interruptiva tienen ensamblado una combinación de pistón y cilindro como parte de la estructura de los contactos móviles. La secuencia de operación se muestra en la Fig. 5.15.

Fig. 5.13 Interruptor tipo soplo en SF6, tanque vivo, marca IMEX, tipo 3AS2, 245 kV, 2000 A y 40 kA de capacidad interruptiva con mecanismo hidráulico.

Como puede observarse en la Fig. 5.15 (a) la cámara interruptiva se encuentra en la posición de cerrado, donde puede verse el volumen (V). Durante la apertura, los contactos principales se separan seguidos por los contactos de arqueo, como se ve en la Fig. 5.15 (b). El movimiento de los contactos provoca que el volumen (V) disminuya comprimiendo el gas contenido en él.

CFE/CTT

5-16


(c)

6

PV

9A8

(a)

6

P

V

98

(d)

6

PV

98

(b)

A

6

P

89

V

Fig. 5.15 Principio de funcionamiento del interruptor de soplo. (a) Interruptor cerrado, (b) Inicio de la apertura de los contactos principales, (c) Arqueo en la separación de contactos e

inicio de flujo de gas, (d) Interrupción completa.

CFE/CTT

5-17


Conforme los contactos continúan separándose, el volumen sigue comprimiéndose y cuando los contactos dejan la garganta de la tobera, se genera un flujo de gas a lo largo del eje del arco. Es importante mencionar que, a corrientes altas, el diámetro del arco puede ser mayor que el diámetro de la tobera, provocando el fenómeno conocido como estrangulación de corriente. Esto causa un bloqueo total de la tobera sin que exista flujo de gas. Como consecuencia de ello, la presión sigue elevándose debido al cambio en el volumen y a la energía que es extraída del arco por el gas atrapado.

Es común observar que cuando se interrumpen corrientes grandes, especialmente fallas trifásicas, la velocidad de apertura de este tipo de interruptores es menor debido a la presión generada térmicamente, la cual actúa sobre el ensamble del cilindro o pistón. Sin embargo, cuando se interrumpen corrientes muy pequeñas el diámetro del arco es pequeño y por lo tanto es incapaz de bloquear el flujo de gas, provocando con esto una presión menor para la extinción. Generalmente, para la extinción de pequeñas corrientes o corrientes de carga, para este tipo de interruptor, se requiere precomprimir el gas antes de que los contactos abran. Esto es resuelto aumentando la penetración del contacto de arqueo.

5.9.3 Interruptores de autosoplado

Los interruptores del tipo autosoplado, aprovechan la energía térmica liberada por el arco para calentar el gas e incrementar su presión. En principio, la idea de interruptor de autosoplado es muy similar al concepto de olla de explosión usado en los interruptores en aceite. El arco se forma a través de un par de

contactos que están localizados dentro de una cámara de arqueo y el gas calentado a alta presión es liberado a lo largo del arco después de que el contacto móvil se separa de la cámara de arqueo.

En algunos diseños, para mejorar el proceso interruptivo en el rango de baja corriente, se incluye un soplado adicional. En otros diseños se opta por incluir una bobina magnética que genera una fuerza que hace girar el arco alrededor de los contactos, proporcionando un enfriamiento adicional del arco conforme éste gira a través del gas SF6 y ayuda a disminuir la tasa de erosión de los contactos de arqueo y, por lo tanto, incrementa la vida útil del interruptor. La Fig. 5.16 muestra una sección transversal de una cámara interruptiva de un interruptor de autosoplado con bobina magnética.

5.10 SEGUNDA GENERACIÓN DE INTERRUPTORES EN SF6

Los fabricantes de interruptores desarrollaron la segunda generación de interruptores concentrándose básicamente en:

• Incrementar la capacidad interruptiva de las cámaras.

• Mejorar la comprensión de las diferentes técnicas de interrupción.

• Incrementar la vida útil de los contactos de arqueo.

• Reducir la tasa de degradación de las toberas usando diferentes materiales para construirlas.

CFE/CTT

5-18


Fig. 5.16 Sección transversal de la cámara interruptiva de un interruptor de autosoplado.

6 5.- Separador aislante

7.- Contacto principal móvil8.- Volumen de descarga

6.- Contacto principal fijo7

3.- Contacto de arqueo móvil4.- Bobina

2.- Contacto de arqueo fijo

~

2

1

53

4

8

1.- Cilindro de expansión

Según el fabricante, los diseños de interruptores en SF6 son virtualmente libres de mantenimiento. Esto significa que los componentes, tales como contactos de arqueo y toberas de las cámaras interruptivas están diseñados para cumplir con una larga vida de servicio. La mayoría de los contactos de arqueo son fabricados con puntas de aleación de cobre-tungsteno. La tasa de erosión de esas puntas depende del tamaño del grano de tungsteno, de la relación de cobre-tungsteno, del proceso de sinterizado y de las técnicas de producción. En la selección de una aleación óptima de cobre-tungsteno es necesario considerar la tasa de erosión de las puntas y la

emisión de vapor de cobre, la cual tiene influencia en la recuperación del entrehierro de los contactos.

La tobera es el componente más importante de un interruptor de soplo. La característica de extinción de un interruptor está gobernada por la geometría de la tobera, tamaño, forma y tipo de material. Las toberas que usan los interruptores de la segunda generación se clasifican en toberas largas y cortas. No existe ninguna evidencia que a 550 kV el comportamiento dieléctrico de una tobera larga sea superior al de una tobera corta. La mayoría de estos diseños tienen capacidades interruptivas de 50 y 63 kA en tensiones de

CFE/CTT

5-19


420 y 550 kV respectivamente. Está claro que la tasa de ablación depende en gran medida del material utilizado, el cual puede ser teflón puro o teflón rellenado.

El teflón puro es de color blanco y es el que se usa con más frecuencia debido a su costo razonable. La tasa de ablación de este teflón es relativamente alta, la cual depende del tamaño del grano, de la presión de compactación en el molde, proceso de sinterizado, calidad del maquinado y de la terminación de la superficie. Se ha observado que en este tipo de material la energía radiada del arco penetra profundamente en el material, produciendo moléculas de carbón. Para superar esto, algunos fabricantes usan teflón de color para absorber la energía radiada en la superficie y prevenir dicha penetración.

Para asegurar un funcionamiento adecuado con una tasa reducida de ablación y una larga vida útil, la mayoría de los fabricantes usan teflón relleno para aplicaciones de interrupción de altas corrientes en el rango de 63 kA o mayores.

Existen tres tipos de materiales para el relleno de las toberas: nitruro de boro (color crema), molibdeno (color azul) y óxido de aluminio (color blanco). Puesto que la tasa de ablación en las toberas rellenas es baja, el cambio en el diámetro de la garganta de la tobera después de 20 interrupciones a plena capacidad es mínimo. Las características de elevación de presión casí no varían y por lo tanto el funcionamiento de la cámara interruptiva permanece consistente, proporcionando un comportamiento satisfactorio con una vida útil larga.

El teflón relleno es ligeramente más caro que el teflón puro, pero la consistencia en el funcionamiento y la vida útil adicional justifican su uso en cámaras para interrumpir

altas corrientes. En la Fig. 5.17 se muestran secciones transversales de las cámaras interruptivas usadas en la primera y segunda generación de interruptores.

5.11 TERCERA GENERACIÓN DE INTERRUPTORES EN SF6

Los interruptores de soplo requieren del mecanismo para proporcionar energía para mover el cilindro de la cámara a velocidades en el rango de 6 a 9 m•s-1. El movimiento del cilindro comprime el gas SF6 generando un incremento de presión en la tobera, debido a la compresión y al calentamiento del gas por el arco, que extingue los arcos asociados a las diferentes tipos de fallas. Este proceso tiene como resultado la generación de impulsos complejos y poderosos, los cuales aplican grandes fuerzas de reacción en amortiguadores, sellos, juntas, estructuras y bases afectando la confiabilidad y costo de un interruptor. Las experiencias en este rubro a nivel mundial en las últimas dos décadas dictan que la mayoría de las fallas en interruptores son de origen mecánico. Debido a esto, los fabricantes de interruptores han dirigido sus esfuerzos a producir interruptores simples con mecanismos confiables y económicos. Para lograr esto, han atacado el problema fundamental de reducir las fuerzas en el mecanismo durante la apertura. Este trabajo ha conducido al desarrollo de la tercera generación de interruptores, los cuales son básicamente los mismos interruptores que la segunda generación, con las siguientes mejoras al diseño las cuales son más económicas comparadas con las dos generaciones anteriores de interruptores.

CFE/CTT

5-20


Fig. 5.17 Secciones transversales de las cámaras interruptivas usadas en la primera y segunda generación de interruptores de SF6 .

"Durante operación de disparo"1.- Contacto de arqueo2.- Contacto principal

3.- Contacto deslizante4.- Cámara de compresión

Posiciónabierto

En "Posición cerrado"

3

4

~

1

2

En "Posición abierto"

Cámara de un interruptor

CFE/CTT

5-21


a) Se ha logrado una reducción del 10 al 20% en la energía requerida mediante la optimización del diseño de la cámara interruptiva, la cual asegura que la duración máxima para la corriente más alta no exceda a 21 ms.

b) Se ha logrado una reducción del 50 al 60% en la energía mecánica mediante el uso del arco para calentar el gas SF6, generando suficiente presión para extinguirlo y ayudar al mecanismo durante la apertura.

Al menos dos fabricantes han usado exitosamente este principio para producir interruptores de baja energía, como se ilustra en la Fig. 5.18. El criterio de diseño depende de la optimización de los volúmenes de las dos cámaras.

a) La cámara de expansión que proporciona la presión de extinción necesaria a través del calentamiento del gas con la energía del arco.

b) La cámara de soplo que proporciona presión de gas suficiente para extinguir las pequeñas corrientes inductivas, capacitivas y corrientes de carga.

Los tamaños óptimos para esas dos cámaras son determinados por estudios computacionales muy completos, donde se consideran variables tales como las características del arco, energías, perfiles de temperatura, flujos de gas, presiones de extinción y presiones totales.

Las principales ventajas del diseño de los interruptores de la tercera generación son:

a) Interrupción más suave, que produce sobretensiones bajas en la interrupción de

pequeñas corrientes inductivas y capacitivas.

b) Requiere mecanismos de baja energía, partes móviles más ligeras, dispositivos de amortiguamiento más simples y cargas menores en bases y otros componentes del equipo.

c) Vida útil mayor, al menos para realizar 10,000 operaciones .

d) Mayor confiabilidad y menor costo de los interruptores.

5.12 INTERRUPTORES EN VACÍO

Los interruptores en vacío toman ventaja del vacío debido a sus excepcionales características dieléctricas y a sus capacidades de difusión como medio interruptivo. Los primeros dispositivos de interrupción se comercializaron en la década de los cincuenta por la compañía Jennings y fue hasta 1962 cuando la compañía General Electric introdujo al mercado el primer interruptor en vacío para media tensión.

Uno de las principales dificultades técnicas para la introducción al mercado de las cámaras interruptivas en vacío fue el desgasificamiento de los materiales de los contactos, que es un proceso necesario para prevenir la degradación del vacío, debido a la liberación de gases que normalmente están atrapados en los metales. Otro problema fue la falta de tecnologías adecuadas necesarias para unir o soldar confiable y efectivamente las envolventes cerámicas a los extremos metálicos de la cámara.

CFE/CTT

5-22


"Abierto"

1) Cámara de arqueo con principio de extinción optimizado marca ABB

10

9

78

6

45

3

1

2

"Cerrado"Posición

de pequeñasInterrupción de

corto-circuito

Interrupción de "Cerrado"

10.- Cilindroauxiliar

nominal

nominal

nominal

9.- Cámara de soplado

4.- Contacto de arqueo

1.- Contacto de arqueo

7.- Contacto de corriente6.- Cámara de presión

5.- Contacto de corriente

3.- Contacto de corriente

8.- Válvula

2.- Tobera

9.- Aislador8.- Pistón de autosoplado7.- Cilindro de autosoplado6.- Contacto móvil

5.- Contacto de arqueo4.- Tobera

3.- Contacto de arqueo2.- Contacto fijo1.- Conexión superior

Sección transversalde una cámara

móvil

fijo

Posición

10

9

7

8

6

4

5

3

1

2

12

11

11.- Válvula

"Abierto"

2) Diagrama esquemático de una operación de desconexión, cámara marca AEG

corrientescorriente de

Posición Posición

11

11.- Filtro de absorción10.- Conexión inferior

12.- Dispositivo de liberaciónde presión

de presión

Fig. 5.18 Sección transversal de cámaras interruptivas usadas en los interruptores de la tercera generación.

CFE/CTT

5-23


En las pasadas tres décadas, estos problemas han sido resueltos incrementando la confiabilidad en el sellado de las cámaras interruptivas para prevenir fugas de vacío. En los años setenta se realizaron intentos para desarrollar interruptores en vacío para aplicaciones a tensiones mayores a 72.5 kV. Sin embargo, esos diseños no fueron adecuados para competir con los interruptores en SF6 y el vacío ha quedado relegado a aplicaciones en el rango de 5 a 38 kV.

El vacío es usado la mayoría de las veces en aplicaciones de interior a tensiones entre 5 y 15 kV y esta tecnología domina la mayor parte del mercado en esas tensiones.

El interruptor de vacío es básicamente una botella o cámara de cerámica sellada de por vida. Las cámaras en vacío se fabrican por dos métodos. La diferencia entre estos son principalmente los procedimientos para unir y para generar el vacío en las cámaras. El más conocido de los métodos es el de estrangulamiento, en el cual las cámaras son evacuadas individualmente en una plataforma de bombeo después de que han sido ensambladas. Una tubería de evacuación se localiza en un extremo de la cámara, en un lado del contacto fijo. Una vez que se alcanza el vacío, el tubo es sellado con soldadura.

Con el segundo método las cámaras son unidas y evacuadas en hornos especialmente diseñados. La ventaja de este proceso es que la evacuación se realiza a temperaturas mayores y por lo tanto se logra un mayor grado de pureza en el vacío durante el ensamble.

La cámara interruptiva mostrada en la Fig. 5.19 consiste en una envolvente aislante de cerámica que está sellada en los extremos por placas de acero inoxidable soldadas a la

envolvente de cerámica. La presión de operación dentro de la cámara es del rango de 10-6 y 10-8 torr.

Terminal móvil

condensación Pantalla de

pantallaSoporte de

de vapor

Electrodos

Terminal fija

fuellesPantalla de

Fuelles

Envolventeaislante

Pantalla

Fig. 5.19 Sección transversal de una cámara de interrupción en vacío.

En el interior de una de las placas se encuentra ensamblado el contacto fijo, mientras que en la otra está ensamblado el contacto móvil mediante fuelles metálicos. Los fuelles pueden ser soldados o sin costura, siendo estos últimos el tipo más usado. En el interior de la cámara se encuentra localizada una pantalla que envuelve los contactos y es usada para la condensación del vapor de metal. El propósito de la pantalla es proporcionar una superficie donde el vapor de metal se condense y así proteger las paredes internas del cilindro aislante y evitar que se vuelva conductor, debido al vapor de metal

CFE/CTT

5-24


condensado. Adicionalmente, existe otra pantalla para proteger los fuelles del vapor condensado para evitar daños mecánicos. En algunos diseños existe una tercer pantalla localizada en la unión del contacto fijo y la placa de la cámara, la cual es usada para reducir los esfuerzos dieléctricos en esta región. El desarrollo de las cámaras de vacío es un proceso complicado y costoso. Sin embargo, una vez que la botella ha sido manufacturada, puede ser montada en un interruptor en cualquier posición.

• El rebote de contactos y el soldamiento de contactos.

• Desgaste de contactos e interrupción prematura.

En general se puede decir que los interruptores en vacío:

• Son seguros y confiables.

• Son compactos.

Los diseños de los contactos de las cámaras en vacío son en forma de disco o copa con una distancia de 8 a 10 mm entre ellos. Se utilizan diferentes aleaciones para la fabricación de los contactos, siendo dos aleaciones las que han dado mejores resultados para la aplicación en interruptores, éstas son: la primera es de Cu-Bi (cobre-bismuto) y la otra es de Cu-Cr (cobre–cromo). En la aleación Cu-Bi el cobre es el material base con un 98% y el bismuto con un 2%. Para la aleación Cu-Cr la composición es de hasta un 60% de Cu y un 40% de Cr. En general los contactos fabricados con la aleación de Cu-Bi tienen una resistencia de soldado de 7 veces menor que los de aleación Cu-Cr pero tienen un nivel mayor para la interrupción prematura de corriente (current chopping). El nivel típico para la interrupción prematura para contactos de Cu-Bi es entre 3 a 15 A con un valor medio de 7 A, mientras que para Cu-Cr es sólo de 1 a 4 A con un valor medio de 2.7 A. Una de las deficiencias de los contactos de Cu-Bi es la alta tasa de erosión y la disminución en la capacidad de resistencia dieléctrica que resulta del proceso de interrupción acumulativo.

• Tienen tasa baja de desgaste de contactos.

• Requieren poco mantenimiento.

Con lo presentado anteriormente en este punto, resulta evidente que la capacidad interruptiva de los interruptores en vacío, depende principalmente del material y tamaño de los contactos y del tipo de campo magnético producido alrededor de los contactos. La Fig. 5.20 muestra la capacidad interruptiva en función del diámetro de contactos para interruptores en vacío, demostrando que los contactos grandes tienen una capacidad interruptiva mayor en un campo axial.

Debido a esto, la geometría y material de los contactos es importante para reducir:

CFE/CTT

5-25


Fig. 5.20 Comparación de la capacidad interruptiva para interruptores en vacío en función del diámetro del electrodo y del tipo de campo magnético.

DIÁMETRO DEL ELECTRODO (mm)

Campo transversal

1010

Campo axial

100

100

CO

RR

IEN

TE IN

TER

RU

MPI

DA

(kA

)

Algunos fabricantes ya tienen botellas de vacío de hasta 50 kA de capacidad interruptiva y 4000 A de corriente nominal. Estas capacidades son posibles debido a la eficiencia de la tecnología de interruptores en vacío. La rigidez dieléctrica de un entrehierro de 1 cm en un vacío de 10-6 mm de mercurio es de 200 kV con un incremento ligero al aumentar el entrehierro entre contactos.

El inconveniente que enfrentan los diseñadores de interruptores que usan botellas de vacío es que no pueden cambiar algunos parámetros de diseño para mejorar la capacidad del interruptor. Ellos dependen de un número limitado de fabricantes de botellas de vacío para satisfacer el trabajo requerido.

A pesar de la considerable investigación y desarrollo, junto con las mejoras a los diseños

durante los últimos veinte años, se reconoce que los interruptores en vacío son propensos a presentar reencendidos e interrupción prematura, debido a sus excelentes propiedades aislantes e interruptivas. La eficiencia de los interruptores de vacío algunas veces trabaja contra ella y causa interrupciones prematuras de pequeñas corrientes inductivas. Bajo estas circunstancias, se producen sobretensiones excesivas, donde la magnitud depende de la impedancia del circuito a ser interrumpido. Por lo tanto, se debe de tener cuidado cuando se seleccione un interruptor en vacío para interrupción de pequeñas corrientes inductivas y para desconexión de reactores. Se requiere el uso de apartarrayos de óxido metálico en estas aplicaciones para proporcionar una protección adecuada al equipo conectado.

CFE/CTT

5-26


Algunos fabricantes producen botellas de vacío de hasta 145 kV, pero son demasiado costosas, por lo que se usan sólo en interruptores para aplicación especial.

Por razones de costo, la mayoría de los fabricantes de interruptores en el mundo, limitan el uso de botellas de vacío a interruptores de distribución hasta una tensión máxima de 36 kV.

5.13 DISEÑO DIELÉCTRICO

El funcionamiento dieléctrico de los interruptores es una parte muy importante, ya que se ven involucrados en éste las cámaras interruptivas y los aisladores. Para optimizar los diseños, es esencial realizar estudios detallados de análisis de esfuerzos para todos los componentes críticos, usando programas sofisticados de computadora, basados en técnicas tales como el análisis por elemento finito.

La mayoría de los fabricantes han desarrollado sus propios programas de computadora y sus diseños están basados en experiencias pasadas. Las técnicas para el diseño de interruptores son usadas para optimizar las formas de pantallas de esfuerzos, contactos y aisladores. Estos también optimizan los niveles de esfuerzos en pantallas, entrehierros, aisladores soporte y varillas del mecanismo.

Además del adecuado diseño dieléctrico de los componentes, es extremadamente importante seleccionar los materiales aislantes correctos, puesto que la presencia de productos de degradación dentro del interruptor puede dañar a los aisladores. Es esencial que el material aislante soporte los productos de degradación del SF6, por lo que

la mayoría de los fabricantes han seleccionado aisladores de resina con alumina.

5.14 MECANISMO DE OPERACIÓN

El mecanismo de operación es un componente muy importante en los interruptores. Su función principal es proporcionar los medios para abrir y cerrar los contactos del interruptor. En principio esta función se ve muy sencilla, pero si se considera que cuando los interruptores se ponen en servicio, permanecen en posición de cerrado por largos periodos de tiempo y que cuando se requiere que abran y cierren, deben de ser muy confiables, sin retrasos o lentitud.

Una falla en el mecanismo puede tener consecuencias muy serias. Debido a esto, el mecanismo debe ser extremadamente confiable y consistente para cualquier condición de operación.

Existen tres tipos básicos de mecanismos que son de resorte, neumáticos e hidráulicos o una combinación de ellos, pero lo que es común en ellos, es que todos almacenan energía potencial en algún medio elástico, el cual es cargado por medio de una fuente de baja potencia por un periodo de tiempo. Los mecanismos de resorte dominan las aplicaciones en baja potencia debido a su bajo costo y a su confiabilidad, no requieren dispositivos de supervisión, que es resultado de la simplicidad en el diseño. Los interruptores de soplo requieren de mecanismos más poderosos, por lo que los mecanismos hidráulicos y neumáticos predominan para este tipo de interruptor. Esto no significa que algunos fabricantes usen el mecanismo de resortes para esta aplicación.

CFE/CTT

5-27


Los mecanismos de los interruptores usados por los diferentes fabricantes se agrupan de la siguiente manera:

• Fuente de energía a través de motor eléctrico en sistema reductor de velocidad formado por corona y tornillo sinfín.

Neumático-Cierre y Neumático-Apertura

Hidráulico-Cierre y Hidráulico-Apertura

Resortes-Cierre (cargados por motor)

y Resortes -Apertura

Hidráulico-Cierre y Resortes -Apertura

Neumático-Cierre y Resortes -Apertura

• Acumulador de energía basado en resortes.

• Dos mecanismos, uno de cierre y otro de apertura, que retienen automáticamente la energía proporcionada por los resortes y la liberan a voluntad, por control local manual o bien a distancia, eléctricamente mediante solenoides.

• Elemento amortiguador, generalmente hidráulico, que absorbe la energía sobrante de las maniobras del interruptor, producto de la inercia de los resortes.

El número de secuencias de operación y la consistencia de las características de apertura y cierre determinan el funcionamiento del mecanismo. Aunque las normas establecen que en las pruebas prototipo los interruptores requieren sólo 2000 operaciones satisfactorias para probar su funcionamiento, la tendencia actual es cumplir con 5000 operaciones para demostrar la compatibilidad de estos mecanismos con los interruptores en SF6, los cuales prácticamente son libres de mantenimiento.

• Elemento de protección y control mecánico que impide maniobras falsas, tales como maniobra de cierre durante el periodo de carga de los resortes de mando, límites de carrera de carga de los resortes, inversión de giro de la manivela cuando se desea cargar el resorte manualmente.

• Elementos que automáticamente obligan de nuevo a la carga del resorte (por motor) inmediatamente después del cierre del interruptor, dejando el mando dispuesto en pocos segundos para realizar una maniobra de cierre.

La meta de los interruptores de la tercera generación, los cuales están diseñados con mecanismos de baja energía y partes móviles ligeras, es efectuar satisfactoriamente 10,000 operaciones sin causar desgastes excesivos ni rupturas en partes móviles ni fijas del interruptor.

• Elementos de señalización ópticos de la posición del interruptor y los resortes.

La Fig. 5.21 muestra un esquema simplificado de un mecanismo típico de operación de resortes. Este tipo de mecanismos se encuentra en algunos interruptores de media tensión para uso a la intemperie y en prácticamente todos los interruptores de media tensión para uso interior.

5.14.1 Mecanismo de resortes

El accionamiento de un interruptor basado en resorte contiene los siguientes elementos principales:

CFE/CTT

5-28


Los mecanismos operados por resortes se han usado por muchos años en la aplicación de interruptores. La energía de este tipo de mecanismo, es almacenada en resortes de cierre. Esta energía es utilizada para cerrar el interruptor por medio de una señal que libera un trinquete de cierre. Básicamente, consiste de un motor de carga y una rueda dentada de carga, una leva de cierre, resortes de cierre, resortes de apertura y un varillaje. El motor y la rueda dentada cargan automáticamente los resortes de cierre, lo cual genera la secuencia de cierre de contactos. Los resortes cargados son mantenidos en esa posición por un trinquete que evita rotación de la leva de cierre. Para liberar la energía de los resortes se opera una bobina o solenoide de cierre o una palanca de cierre manual. Después de la activación de la bobina de cierre se libera un seguro de cierre secundario, mientras que el seguro primario gira hacia abajo debido a la fuerza ejercida por los resortes de cierre cargados, permitiendo la rotación de la leva de cierre que está conectada a las varillas de operación. Conforme la leva gira, acciona el varillaje que a su vez gira la flecha principal de operación provocando el movimiento de los contactos que están conectados a la flecha por medio de barras aislantes. El movimiento del varillaje carga el trinquete de disparo. Este trinquete mantiene al interruptor en posición cerrado. Además de cerrar los contactos, los resortes de cierre proporcionan energía suficiente para cargar los resortes de apertura.

La apertura de los contactos se realiza en forma eléctrica o manual, sin embargo, la apertura manual se utiliza sólo para propósitos de mantenimiento. Cuando se envía una señal de disparo, el seguro de disparo libera el mecanismo de leva. La fuerza producida por el varillaje hace girar el mecanismo de leva liberando los resortes de apertura, los cuales están conectados a la flecha principal de

operación, proporcionando la energía necesaria para abrir los contactos del interruptor.

Existen diferentes diseños de mecanismos basados en resortes; por ejemplo, para un interruptor de soplo en SF6 de 31.5 kA de capacidad interruptiva, 36 kV, se requieren resortes de disparo que entreguen una energía de sólo 250 joules. Sin embargo, para un interruptor de 50 kA de capacidad interruptiva y para tensiones mayores a 123 kV, las fuerzas de soplo y las energías se incrementan considerablemente hasta 25 kN y 3 kJ respectivamente, por lo que se requieren mecanismos muy potentes. La Fig. 5.22 muestra un diagrama esquemático de estos mecanismos. Una característica importante de este mecanismo es el uso de un resorte de cierre en espiral. Esto simplifica el sistema de acoplamiento, en el cual la salida del resorte y la carga son en sentido de las manecillas del reloj, de modo que el motor está siempre engranado. Con el interruptor abierto, se cargan los resortes de cierre al liberarse un trinquete cerrando el interruptor y simultáneamente carga los resortes de disparo. El aseguramiento del mecanismo de operación en la posición cerrado, causa cargas simultáneas de los resortes de cierre mediante el motor, permitiendo que el interruptor realice un ciclo de apertura-cierre-apertura. Pudiendo el interruptor ser cerrado bajo falla, éste puede, obviamente abrir inmediatamente.

CFE/CTT

5-29


Fig. 5.21 Esquema simplificado de un mecanismo típico de operación de resortes.

CFE/CTT

5-30


POSICIÓN COMPLETAMENTE CERRADO

RESORTE DE APERTURASEGURO DE DISPARO

(MOTOR CARGADO)

LEVA DE CIERRERESORTE DE CIERRE

PALANCA DE RODILLO

VOLUMEN DE SOPLADO

CONTACTO DESLIZANTETOBERA DE SOPLADO

CONTACTOS DE ARQUEOCONTACTO EN PARALELO

SEGURO DE CIERRE

CILINDRO MÓVIL

PISTÓN

Fig. 5.22 Mecanismo de resorte para un interruptor de soplo de SF6 de una presión (Sprecher & Schuh).

CFE/CTT

5-31


5.14.2 Mecanismo neumático Para interruptores de 123 a 245 kV se usa una cámara interruptiva por fase acoplada a un mecanismo de cierre común, pero cada cámara interruptiva tiene su resorte de disparo. Para recierre monofásico, necesita un mecanismo de cierre en cada fase. Para 420 kV cada fase consiste de dos cámaras interruptivas montadas sobre una columna equipada con un mecanismo de cierre y un resorte de disparo. En la Fig. 5.23 se presenta la foto de un mecanismo de resorte para un interruptor de gran volumen de aceite de 15.5 kV.

Las partes principales de un sistema de accionamiento neumático son las siguientes:

• Fuente de energía formada por un grupo de motor-compresor.

• Tanque para almacenamiento de aire comprimido.

• Conjunto principal de accionamiento: Válvulas de accionamiento, válvulas de conexión, válvulas de desconexión, émbolo de accionamiento, etcétera.

• Solenoides de conexión y desconexión.

• Elementos de control y protección.

• Elementos para señalización de posición del interruptor.

Los mecanismos neumáticos son los usados comúnmente en interruptores de soplo de aire, debido a que usan aire comprimido como medio aislante e interruptivo. Esto no significa que este tipo de mecanismos se usen sólo en este tipo de interruptores, ya que también se usan para operar interruptores en aceite y en SF6.

Esos mecanismos generalmente abren y cierran neumáticamente y en algunos casos hay solamente una conexión neumática entre mecanismos y contactos en lugar de conexiones sólidas. La Fig. 5.24 muestra un ejemplo típico de un mecanismo neumático, el cual usa un pistón para mover el varillaje de cierre y para cargar un juego de resortes de apertura. Estos mecanismos tienen un tanque para almacenar aire a alta presión que es utilizado para realizar al menos 5 operaciones sin necesidad de recargarlo entre operaciones.

Fig. 5.23 Mecanismo de resorte para un interruptor de gran volumen de aceite, marca General Electric, clase 15.5 kV, 1200 A, 36 kA de capacidad interruptiva.

CFE/CTT

5-32


Posición cerrada

Accesorio paragrabar el tiempode viaje

Cilindro de aire

Varilla del pistón

Seguro soporte

Seguro de disparo

Bobina de disparo

de cierre

Pistón

Fig. 5.24 Ilustración de un mecanismo neumático.

CFE/CTT

5-33


Para el cierre de contactos se aplica aire a alta presión en el pistón a través de una válvula de tres vías. El pistón se mueve hacia arriba transmitiendo la fuerza de cierre a través del varillaje del mecanismo, como se presenta en la Fig. 5.25, el cual está conectado a los contactos a través de una varilla aislante. Aparte de lograr el cierre de los contactos, el mecanismo carga un juego de resortes de apertura y una vez que los contactos están cerrados, un trinquete de disparo es enclavado para mantener el interruptor en la posición de cerrado.

La apertura del interruptor se realiza a través de la energización de un solenoide de disparo que libera el trinquete de disparo provocando

la descarga de los resortes de apertura que hacen que los contactos se abran.

Una de las variaciones de los mecanismos neumáticos es usar la fuerza del aire comprimido para realizar, tanto la operación de cierre, como la de apertura. En la Fig. 5.26 se presenta la foto de un mecanismo neumático para un interruptor de SF6 de 125 kV.

A continuación se describen las maniobras de conexión y desconexión de un accionamiento neumático utilizado en un interruptor comercial, dichas maniobras se ilustran en la Fig. 5.27.

Fig. 5.25 Arreglo de varillaje para satisfacer los requerimientos de libre disparo.

CFE/CTT

5-34


Fig. 5.26 Mecanismo neumático para un interruptor de SF6, clase 125 kV.

Maniobra de conexión

La orden de conexión se transmite eléctricamente a la bobina de conexión de la válvula de accionamiento (19). En dicha válvula, el impulso eléctrico se transforma en una orden neumática, la cual se transmite por medio de la unión por tubo corto directamente hasta el accionamiento (16). De esta forma el émbolo (20) del accionamiento se desplaza desde la posición de desconexión hacia la posición de conexión y el interruptor queda cerrado.

Durante el recorrido del émbolo y en el lado opuesto del mismo, el espacio existente queda vacío de aire, por medio de la válvula de

desconexión (21). Simultáneamente, el dispositivo de contactos auxiliares se acciona de forma directa y mecánica por el émbolo de accionamiento (20) y se sitúa señalizando la posición mediante la varilla en la posición de conectado. A través del movimiento de los contactos de dicho dispositivo de contactos auxiliares, se interrumpen los circuitos eléctricos del accionamiento de conexión. De igual manera, la válvula de accionamiento de conexión se cierra y de esta forma apoya y refuerza la maniobra mediante acoplamiento neumático.

Inmediatamente después del cierre de la válvula de accionamiento de conexión, el aire de accionamiento restante que permanece en el cilindro de accionamiento se evacua mediante la válvula de descarga que existe en la válvula de accionamiento de desconexión.

Maniobra de desconexión

La orden de desconexión se da de forma eléctrica a la bobina de desconexión de la válvula de accionamiento (22). En dicha válvula, el impulso eléctrico se transforma en una orden neumática que se transmite a la válvula de amplificación (23). Dicha válvula de amplificación se abre y descarga la presión en el espacio de accionamiento de la válvula de desconexión (21), de tal forma que el émbolo de la válvula de desconexión se desplaza hacia abajo y simultáneamente cierra la salida de evacuación. A través de la válvula de desconexión (21) abierta, el aire comprimido que se encuentra en el calderín llega de forma simultánea al accionamiento (16) de las columnas, así como al accionamiento de la válvula de evacuación (24) y, mediante el acoplamiento de retorno a la válvula de amplificación (24). El émbolo (20) del accionamiento se mueve desde la

CFE/CTT

5-35


posición de conexión hacia la posición de desconexión y el interruptor queda desconectado.

Durante el recorrido del pistón y en el lado opuesto del mismo, el espacio existente queda vacío de aire por medio de la válvula de evacuación (24) de sección amplia. Simultáneamente, el dispositivo de contactos auxiliares cambia su posición por medio de la varilla que se utiliza para señalización de posición, la cual es accionada de forma directa y mecánica. Al modificarse la posición de los contactos del dispositivo de contactos

auxiliares se interrumpe eléctricamente el circuito del accionamiento de desconexión, provocando el cierre de la válvula de accionamiento de desconexión.

Mediante el acoplamiento de retorno se comanda la válvula de amplificación (23) de forma rápida. La válvula de descarga de la válvula de desconexión (21) evacúa el aire del espacio situado por encima del pistón de accionamiento, asimismo actúa el mando para la válvula de evacuación (24).

conexiónPosición

Interruptor auxiliar

19

20

16

22

24

23

Polo LB

21

Interruptor

Polo LC 35

2. Posición desconexión

1. Posición desconexión

27

Polo LB

Polo LA

18

3029

28

28a

31

32

27

41

26 25

33M

34

Sólo polo LB

Fig. 5.27 Esquema de un interruptor desconectado y sin presión.

CFE/CTT

5-36


5.14.3 Mecanismo hidráulico

Los cilindros hidráulicos se han usado por muchos años en mecanismos para interruptores. Estos operan a presiones mucho mayores de fluido que los cilindros neumáticos y por lo tanto el diámetro del cilindro, el paso del fluido y la mayoría de las partes son más pequeñas. El aspecto de las fugas es más importante que en los mecanismos neumáticos, debido a que el fluido tiene que ser conservado y reciclado. Es por eso que las tolerancias en muchas de las partes son más críticas. El fluido utilizado en los mecanismos hidráulicos es nitrógeno. El mecanismo del tipo hidráulico es sólo una variación del mecanismo neumático. En el mecanismo del tipo hidráulico la energía es almacenada en un acumulador de nitrógeno y el fluido hidráulico se vuelve un eslabón operado por fluido interconectado entre el acumulador y el sistema de varillaje, el cual es muy similar al usado con los mecanismos neumáticos.

Un sistema de accionamiento hidráulico consta de los siguientes elementos (ver Fig. 5.28):

• Cilindro de doble efecto diferencial (2), en el cual el lado de menor superficie está en permanente comunicación con el acumulador de energía (1).

• Fuente de energía compuesta por grupo moto-bomba hidráulica (4).

• Acumulador de energía (1).

• Válvula principal de conmutación (3) para control de la posición del interruptor.

• Conjunto de solenoides de cierre y disparo Y1, Y2/Y3.

• Recipiente en aceite (5).

• Sistema de control y protección (6) del accionamiento hidráulico, así como para la integridad misma del interruptor.

• Señalizadores ópticos de posición.

Funcionamiento

Del acumulador hidráulico (1) parte una tubería de aceite sometida permanentemente a presión, que conduce al cilindro de accionamiento (2).

En el lado de desconexión del émbolo (2) existe siempre presión y en el lado conexión también se establece una presión conmutando la válvula principal (3); la fuerza ejercida para la conexión resulta de la diferencia entre las superficies sometidas a presión. La superficie del lado desconexión es menor que la del lado conexión, siendo la diferencia entre ambas igual a la sección del vástago del émbolo. Por tal razón, el interruptor está siempre dispuesto para abrir. Poco antes de alcanzar cada posición final se amortigua, por vía hidráulica, el movimiento de maniobra. Estos sistemas se proveen mediante válvulas esféricas auxiliares, de mando y principal, para asegurarse que durante el movimiento de maniobra ocurra cualquier interrupción o discontinuidad de las operaciones de conexión y desconexión.

Maniobra de conexión

Al energizarse el solenoide Y1, se abre la válvula auxiliar (4), actuando sobre la válvula de retención (10) y abriendo la válvula auxiliar de mando (5). Esta última queda

CFE/CTT

5-37


autoretenida hidráulicamente por medio del canal (6) y conmuta la válvula principal (3), y así se cierra la comunicación del lado conexión del émbolo de accionamiento con el recipiente de aceite y, al mismo tiempo, abre la cámara de presión (7) correspondiente a dicho lado conexión y por lo tanto, el accionamiento conecta al interruptor.

Maniobra de desconexión

Al energizarse el solenoide Y2 o Y3, se retira la autoretención de la válvula auxiliar de mando (8). La cámara de presión (9) en la válvula principal abre la comunicación del cilindro del accionamiento con el recipiente de aceite. Por la caída de presión que se produce en el lado conexión del émbolo, el accionamiento desconecta al interruptor.

Existe una variación en este tipo de mecanismo, donde el acumulador de nitrógeno es sustituido por un ensamble de resorte de disco el cual actúa como un acumulador mecánico. La Fig. 5.29 muestra un mecanismo típico de este tipo. Con esta modificación, el mecanismo es más confiable ya que elimina las fugas de gas del acumulador y los efectos de la temperatura ambiente sobre la energía acumulada. La operación del mecanismo mostrado en la Fig. 5.29 se describe a continuación:

Una cantidad de aceite hidráulico es filtrado y almacenado a baja presión en un tanque (12), donde es comprimido por una bomba de aceite (11). El aceite a alta presión se almacena después en otro tanque (5). El pistón (3) que está dentro del tanque a alta presión (5) está conectado a un resorte (1). Los resortes están soportados por unos pernos de enlace (2). Una varilla de control (15) verifica la carga de los resortes y activa los contactos

de un interruptor (16) que controla el motor de la bomba (10) conforme se requiera para mantener la presión adecuada.

Con el interruptor en la posición de cerrado el pistón de operación (7), que está conectado al varillaje convencional del interruptor (8), tiene alta presión aplicada en ambas caras. Para abrir el interruptor la bobina de apertura (17 a) es energizada causando que la válvula conecte la parte inferior del pistón de operación a baja presión (6) ocasionando que el pistón se mueva a la posición de abierto. El cierre del interruptor se inicia mediante la energización del solenoide de cierre (17 b) y admitiendo alta presión en la parte interior del pistón de operación. La pieza (4) es el cilindro de almacenamiento, (9) es el seguro mecánico, (13) es la válvula de drenado y (14) es una válvula de liberación de presión.

CFE/CTT

5-38


CFE/CTT

Fig. 5.28 Circuito básico de accionamiento hidráulico.

5-39


Posición abierta

Posición cerrada

Baja presiónAlta presión

Baja presiónAlta presión

3

12

1

17b

6

10 9 7 5 4

11

1314

15

17a

18

16

2

8

Fig. 5.29 Diagrama funcional operativo de un mecanismo hidráulico.

CFE/CTT

5-40


CAPÍTULO 6

CARACTERÍSTICAS DE LOS MEDIOS DE EXTINCIÓN MÁS USADOS

6.1 ACEITE AISLANTE

El aceite aislante erróneamente llamado “aceite para transformadores” es usado en una gran variedad de equipos eléctricos además de los transformadores de potencia. Estos incluyen boquillas, reactores, interruptores, restauradores, cambiadores de derivaciones, seccionadores, etcétera.

Las características requeridas del aceite aislante dependen del equipo donde se use. Por ejemplo, la resistencia a la oxidación es importante para transformadores de distribución, mientras que esta propiedad es de menor importancia para interruptores, donde la principal preocupación es que éste

tenga la habilidad de extinguir rápidamente el arco eléctrico.

El aceite aislante usado en interruptores puede tener una viscosidad ligeramente mayor que el aceite usado para transformadores. Esto con el propósito de soportar una mayor temperatura de inflamación. La función del aceite en un interruptor es aislar las partes vivas de tierra y producir hidrógeno para la extinción del arco.

Las principales desventajas de los aceites usados en interruptores son la presencia de carbonización (con lo cual disminuye su rigidez dieléctrica) y el riesgo inherente de incendio.

CFE/CTT

6-1


6.1.1 Propiedades del aceite aislante

Los aceites que se usan en la mayoría de los interruptores aislados en aceite son a base de petróleo del tipo nafténico, refinados para evitar la formación de lodos y corrosión debido al contenido de azufre y otras impurezas. Este tipo de aceites aislantes se caracterizan por una excelente rigidez dieléctrica, por una conductividad térmica muy buena (2.7 x 10-4 cal/s cm °C) y por una alta capacidad térmica (0.44 cal/g °C).

Los interruptores en aceite aprovechan las excelentes capacidades dieléctricas del aceite y lo usan no sólo como medio interruptivo sino también como aislante entre las partes vivas del interruptor y tierra.

El aceite bajo condiciones atmosféricas normales, y para un entrehierro de contactos dado, es muy superior al del aire o al SF6 bajo las mismas condiciones. Sin embargo, el aceite se degrada con pequeñas cantidades de agua y por depósitos de carbón que son el resultado de la carbonización del aceite. La carbonización se genera debido al contacto del aceite con el arco eléctrico.

La pureza del aceite generalmente se evalúa por su claridad y transparencia. El aceite nuevo tiene un color ámbar claro, mientras que el aceite contaminado es oscuro y tiene depósitos negros que muestra los signos de la carbonización. La condición del aceite se evalúa mediante la prueba de rigidez dieléctrica. Esta prueba se realiza usando dos electrodos esféricos de 20 mm de diámetro con una distancia de 3 mm entre ellos.

El aceite en buenas condiciones debe de tener una rigidez dieléctrica mayor a 30 kV. Para aceite usado se recomienda que la rigidez dieléctrica no sea menor a 15 kV. En la

Tabla 6.1 se presentan las especificaciones de aceites minerales nuevos.

6.1.2 Interrupción de corriente en aceite

Cuando los interruptores en aceite se inventaron nadie sabía que los arcos formados en aceite generaban una burbuja que contenía hidrógeno principalmente y que los arcos que se formaban en una atmósfera de hidrógeno tendían a extinguirse más rápidamente que los arcos que se formaban en otros tipos de gases. La elección del aceite para usarse en los interruptores fue una casualidad ya que éste trabajó muy bien por muchos años.

Cuando se establece un arco en aceite las superficies de contacto del aceite se vaporizan rápidamente debido a la alta temperatura del arco, la cual está en el rango de 5,000 a 15,000 °K. El gas vaporizado forma una burbuja la cual envuelve completamente al arco. La composición aproximada de esta burbuja es del 60 al 80 % de hidrógeno, 20 % de acetileno (C2H2) y el resto consiste de proporciones menores de metano y otros gases.

Dentro de la burbuja de gas, mostrada en la Fig. 6.1, se identifican tres zonas. La zona interior, la cual contiene los gases disociados, es la que está en contacto directo con el arco, alcanza temperaturas entre los 500 y 800 °K. Esta zona gaseosa está rodeada por una zona de vapor, que es calentada en las capas interiores y saturada en las capas exteriores. La tercera es una zona con líquido hirviendo en el interior y con una temperatura del líquido en el exterior prácticamente igual a la temperatura ambiente.

CFE/CTT

6-2


Tabla 6.1 Especificaciones del aceite mineral aislante usado en interruptores.

Especificaciones No inhibido Inhibido

Características físicas Unidad

Tipo I Tipo II Tipo I Tipo II Apariencia visual --- Brillante y

transparente sin sedimentos ni sólidos en suspensión

Brillante y transparente sin sedimentos ni sólidos en suspensión



Color --- 0.5 máximo 0.5 máximo 0.5 máximo 0.5 máximo Densidad relativa a: 15.6 °C/15.6 °C 20 °C/4 °C

--- 0.843 a 0.893 0.840 a 0.890

0.910 máximo 0.906 máximo



Temperatura de escurrimiento °C - 26 máximo - 40 máximo - 40 máximo - 40 máximo Temperatura de inflamación: 101.3 kPa

°C 145 mínimo 145 mínimo 145 mínimo 145 mínimo

Tensión interfacial a: 25 °C ± 1 °C

mN/m 40 mínimo 40 mínimo 40 mínimo 40 mínimo

Temperatura de anilina °C No aplica 63 a 84 63 a 84 63 a 84 Viscosidad cinemática a: 40 °C

mm2/s 10.4 máximo 12.0 máximo 12.0 máximo 12.0 máximo

Características químicas Azufre corrosivo --- No corrosivo No corrosivo No corrosivo No corrosivo Azufre total % en masa 0.10 máximo 0.10 máximo 0.10 máximo 0.10 máximo Carbonos aromáticos % en masa 8.0 a 12.0 No aplica No aplica No aplica Cloruros y sulfatos --- Negativos Negativos Negativos Negativos Contenido de agua mg/kg 35 máximo 35 máximo 35 máximo 35 máximo Contenido de inhibidores % en masa Negativo Negativo 0.08 máximo 0.30 máximo Características eléctricas Factor de potencia a 60 Hz a: 25 °C 100 °C

% 0.05

0.030

0.05

0.030

0.05

0.030

0.05

0.030 Tensión de ruptura dieléctrica: Electrodos planos (2.54mm) Electrodos semiesféricos (1.02 mm)

kV 30 mínimo 28 mínimo

30 mínimo 28 mínimo



Tendencia a la gasificación: 10 kV

µl/min Valor negativo Valor negativo + 30 máximo + 30 máximo

CFE/CTT

6-3


6.2 AIRE Debido a que, en los interruptores en aceite, el arco arde en una atmósfera gaseosa, se puede considerar que las teorías de interrupción desarrolladas para interruptores en gas, también son aplicables para el interruptor en aceite. Se ha probado que esta consideración es correcta y por lo tanto el funcionamiento de los interruptores de soplo, así como los interruptores en aceite, pueden entenderse aplicando las teorías de interrupción del arco presentadas en el capítulo 3.

6.2.1 Propiedades eléctricas estáticas

Se ha demostrado que el hidrógeno es probablemente el gas ideal para propósitos de interrupción de corriente, pero las complicaciones y el costo del sistema de recuperación hacen su aplicación poco viable. Debido a que la resistencia dieléctrica del hidrógeno no es alta, su tensión de reencendido es de 5 a 10 veces mayor que la del aire. Sin embargo, el hidrógeno tiene una conductividad térmica muy alta que resulta en un enfriamiento y una desionización más rápida del arco.

Arco

HVapor

Líquido hirviendo

2

La propiedades eléctricas estáticas del aire aplican a las partes internas de un interruptor que utiliza este medio aislante. En consecuencia, las presiones que utilizan los diseños de interruptores de soplo de aire exceden los 10 bars con gradientes de tensión en el rango de 10 a 20 MV/m, por lo tanto, las tensiones de ruptura de las zonas más esforzadas eléctricamente no se pueden deducir de la Ley de Paschen debido principalmente a las condiciones de campos eléctricos no uniformes. Por lo tanto, el diseño debe de considerar reducciones adicionales en la rigidez dieléctrica debido a estos campos no uniformes, al acabado de las superficies, a variaciones en las propiedades de emisión de electrones de los materiales y a las impurezas contenidas en el aire comprimido.

En un interruptor de soplo de aire de tanque vivo las zonas de mayor esfuerzo están localizadas en las cámaras de interrupción que funcionan como aisladores entre las terminales del interruptor. En la construcción de tanque muerto o del tipo tablero, las zonas de mayor esfuerzo se presentan entre los conductores y el tanque. La Fig. 6.2 muestra los niveles típicos de flameo para un entrehierro de 2.5 mm a presiones hasta de 120 bars.

Fig. 6.1 Burbuja de gas producida por un arco que es rodeado por aceite.

CFE/CTT

6-4


200

00

100

300

100

ab

(a) Ley de Paschen(b) Campo uniforme

PRESIÓN (bars)

TEN

SIÓ

N D

E FL

AM

EO (k

V)

Fig. 6.2 Niveles típicos de flameo a 50 Hz para entrehierros de 2.5 mm en aire.

6.2.2 Rigidez dieléctrica del aire Campos no uniformes Campos uniformes

En campos no uniformes la tensión de ruptura del aire varía con la forma de onda de la tensión y de su polaridad. De las pruebas de tensión aplicadas a interruptores, las tensiones de impulso por rayo generalmente dan los niveles de ruptura mayores, con tensión a frecuencia del sistema da valores menores y con impulso por maniobra da valores intermedios. La Fig. 6.4 muestra el comportamiento a la ruptura en aire para electrodos cilíndricos concéntricos y electrodos esféricos concéntricos bajo condiciones de tensión de 50 Hz.

En un campo uniforme, la rigidez dieléctrica del aire es independiente de la forma de onda de la tensión aplicada, por lo tanto el nivel de la tensión de ruptura a un valor δg es prácticamente el mismo para impulso por maniobra, impulso por rayo y tensión a frecuencia del sistema. La Fig. 6.3 muestra la tensión de ruptura de aire utilizando electrodos de campo uniforme. El valor máximo que alcanza la tensión de ruptura para un valor dado de δg esta indicado por la línea punteada, la cual esta representada por la ecuación: Para el diseño de interruptores de alta tensión

en aire se requiere información de la tensión de flameo a tierra y entre fases en aire a presión atmosférica. Los campos involucrados son altamente divergentes y una estimación aproximada de los niveles puede obtenerse de la Fig. 6.5 donde se muestran los niveles de tensión de flameo en electrodos con geometrías de punta-punta y punta-plano.

)(1.245.2 picokVggVs δδ +=

Donde:

Vs = Tensión de ruptura.

δ = Densidad relativa del gas.

g = Distancia del entrehierro en milímetros.

CFE/CTT

6-5


500

00

g (atm mm)

TEN

SIÓ

N D

E R

UPT

UR

A (

kVpi

co)

250

750

50

Resultados en aire:1.06, 3.18 y 6.35 mm de entrehierro, rompimiento en C.D.

5,7 y 10 mm de entrehierro, rompimiento 50 Hz

100 150 200 250

1.06 mm

3.18 mm

6.35 mm7 mm

10 mm

5 mm

3 mm

V =2.45 g+2.1 g kVg

pico

3 mm de entrehierro, rompimiento 50 Hz

Fig. 6.3 Tensión de ruptura del aire en función del producto de la densidad del gas por la distancia entre el entrehierro en electrodos de campo uniforme.

1000

00

r (atm mm)

rE (k

Vpi

co)

500

1500

50 100 150 200 250

AIRE

50Hz

rE=2.55r +38 (r >40)

rE=3.17r +8.7 (r <40)

Fig. 6.4 Tensión de ruptura del aire en función del producto de la densidad del gas por la distancia entre el entrehierro en electrodos de campo uniforme, a frecuencia del sistema.

CFE/CTT

6-6


1000

00

ENTREHIERRO g (m)

GR

AD

IEN

TE D

E TE

NSI

ÓN

(kV

pico

/m)

500

1500

2

A.T.

4 6 8 10 12

2

250

00

500

4 6 8 10

750

g

IMPULSO NEGATIVO 1/50

IMPULSO POSITIVO 1/50

IMPULSO NEGATIVO DE MANIOBRA

IMPULSO POSITIVO

g

A.T.

ENTREHIERRO g (m)

GR

AD

IEN

TE D

E TE

NSI

ÓN

(kV

pico

/m)

IMPULSO POSITIVO 1/50

IMPULSO NEGATIVO 1/50

a) ENTREHIERRO PUNTA-PLANO

b) ENTREHIERRO PUNTA-PUNTA

DE MANIOBRA

IMPULSO NEGATIVO DE MANIOBRA

IMPULSO POSITIVO DE MANIOBRA

C.A. 50 Hz

C.A. 50 Hz

Fig. 6.5 Niveles de tensión de flameo correspondiente al 50% de la tensión de flameo para diferentes configuraciones en aire a presión atmosférica.

CFE/CTT

6-7


6.3 VACÍO

A pesar de que las ventajas del vacío como medio aislante e interruptivo se reconocieron a principios del siglo XIX, estas no se aplicaron ampliamente en el diseño y fabricación de interruptores hasta hace unos cuantos años. Esto se debió principalmente a las limitaciones para resolver diferentes problemas tecnológicos que se presentaron en el diseño y construcción de interruptores confiables utilizando el vacío.

El vacío tiene dos propiedades sobresalientes: (1) rigidez dieléctrica mayor que cualquier otro medio y (2) cuando se interrumpe un circuito de C. A. mediante la separación de contactos en vacío, la interrupción ocurre en el primer cruce por cero de la onda de corriente, presentándose inmediatamente un incremento de rigidez dieléctrica a través de los contactos, mucho mayor a la de interruptores en aire o aceite. Estas propiedades hacen que los interruptores en vacío sean más eficientes, compactos y económicos. La vida de servicio también es mucho mayor que los equipos convencionales y por lo tanto, el mantenimiento es mínimo. Los interruptores de vacío son ideales para la mayoría de las aplicaciones industriales y de distribución. Sus características dieléctricas, interruptivas y de tensión son tales que pueden realizar trabajos específicos en sistemas de media tensión. La experiencia en el uso de la tecnología en vacío ha demostrado una gran confiabilidad en los interruptores que la usan.

6.3.1 El vacío como medio interruptivo

Todo medio que tiene una presión inferior que la presión atmosférica (760 mm de mercurio) se le conoce como vacío. A Torricelli se le conoce como el primer hombre que logró

evacuar un espacio mediante la construcción de su barómetro de mercurio. Las presiones bajas se miden en términos de torr, donde 1 torr = 1 mm de mercurio. Actualmente pueden lograrse presiones tan bajas de hasta 10-7 torr.

El valor de la presión del medio influye directamente en la estructura molecular del medio. Es decir, en el rango de altas presiones la trayectoria media libre es muy pequeña y las moléculas están en un estado de constante colisión, el gas se comporta como un fluido conocido como estado de “flujo viscoso”. Cuando la presión se reduce la trayectoria media libre aumenta. Finalmente se alcanza un punto donde la trayectoria media libre es igual o mayor que las dimensiones de la cámara de confinamiento del vacío. Bajo esta condición las moléculas chocan con mayor frecuencia con las paredes de la cámara que entre sí. A esta condición se le denomina estado de “flujo molecular”.

La división entre estos dos estados se especifica por un parámetro adimensional llamado “número de Knudsen”. Para una cámara cilíndrica este parámetro está definido como la relación de la trayectoria media libre (Lm) de las moléculas de gas entre el radio (R). Cuando Lm /R es menor que 0.01 el flujo de gas es viscoso; si la relación es mayor que 1, el flujo es molecular. El rango entre esos dos limites se llama rango de transición. La Tabla 6.2 muestra los valores de la trayectoria media libre para N2 a diferentes valores de presión. Los medios gaseosos en dispositivos de interrupción en vacío están generalmente en el rango de flujo molecular.

CFE/CTT

6-8


Tabla 6.2 Características del N2 (aire) a diferentes presiones.

Presión

(torr)

Densidad a 25 °C

(moléculas/cm3)

Trayectoria media libre

(cm)

760 2.5 x 1019 6.3 x 10-6

10-3 3.3 x 1013 4.8

10-4 3.3 x 1012 48

10-5 3.3 x 1011 480

10-6 3.3 x 1010 4.8 x 103

10-7 3.3 x 109 4.8 x 104

6.3.2 Comportamiento del arco en vacío

Cuando se efectúa la apertura de contactos en aire, las moléculas ionizadas son las principales portadoras de cargas eléctricas y las responsables de un bajo valor de ruptura dieléctrica. En el arco en vacío los átomos neutros, iones y electrones provienen de los mismos electrodos, y no del medio interruptivo. Conforme se mueven los contactos que conducen la corriente, la corriente se concentra en unos cuantos puntos de la superficies de contacto. La conducción a través del metal cesa cuando el puente entre los dos contactos se vaporiza. El fenómeno en los puntos activos de los contactos en un interruptor en vacío es similar al de un arco convencional en alta presión donde la densidad de corriente está en el rango de 105-106 A/cm2. En un arco en vacío la emisión se presenta sólo en los puntos del cátodo y no en su superficie completa. Por esta razón el arco en vacío se conoce como arco de cátodo frío. De hecho la emisión de iones y

electrones de los puntos de emisión del cátodo se presenta debido a cualquiera de los mecanismos siguientes:

• Emisión termoiónica

• Emisión de campo

• Emisión termoiónica y de campo

• Emisión secundaria resultante de un bombardeo de iones positivos

• Emisión secundaria por fotones

• Emisión por efecto pinza o contracción

A altas corrientes el vapor de metal ionizado se expande a través del volumen que rodea los electrodos. A bajas corrientes la cantidad de vapor producido se reduce drásticamente. Puesto que el vapor emitido desde los puntos del cátodo se expande rápidamente en vacío, la probabilidad de conservar una densidad de carga portadora, suficiente para mantener una conductividad adecuada y mantener el proceso de emisión, es muy pequeña. A corriente cero los puntos del cátodo desaparecen en aproximadamente 10-8 segundos.

6.3.3 Estabilidad del arco en vacío

En una red de 60 Hz la corriente decrece a cero cada 8.3 ms. Si el circuito se interrumpe al cruce por cero de la onda de corriente no se generan sobretensiones. Por lo tanto, para que la interrupción sea exitosa se necesita que el arco sea estable durante medio ciclo y sobretodo que continúe existiendo con corrientes que se aproximen a cero. En vacío la estabilidad del arco depende principalmente de (1) el material de los contactos y de la presión del vapor y (2) de los parámetros de la

CFE/CTT

6-9


6.3.4 Ruptura en vacío red o circuito tales como tensión, corriente, capacitancia e inductancia. En circuitos de baja corriente la mayor parte de la evaporación se presenta en los puntos del cátodo, mientras que a altas corrientes el gas se evapora en los puntos del cátodo y del ánodo. Además de esas fuentes se añade gas a la envolvente de los contactos cuando éste es extraído de otras partes de la envolvente, debido a la alta temperatura y al impacto de vapor de metal.

De los elementos aislantes conocidos: Aire atmosférico, aceite, SF6, papel, porcelana, etc., comparados con el vacío, su capacidad de soportar tensión es pequeña. En un entrehierro de 1 cm, sólo unos cuantos electrones por millón llegan a chocar con las moléculas y formar iones. A este hecho es al que se debe la muy alta resistencia a la interrupción del vacío. En este intervalo, la resistencia a la interrupción es independiente de la densidad del gas y varía sólo con la longitud del entrehierro.

La presión del vapor y la estabilidad del arco están interrelacionados. Es decir, a una presión de vapor muy alta a bajas temperaturas, la duración del arco será mayor. La Fig. 6.6 muestra la duración promedio del arco para algunos metales puros en vacío. La Fig. 6.7 muestra la relación entre presión y temperatura para varios metales en vacío. Si se conectan los contactos en paralelo con diferentes valores de capacitancia, se demuestra que entre mayor sea el valor de capacitancia, menor será la duración promedio del arco. Si se agrega una inductancia en serie con contactos de Cu-Bi (cobre-bismuto), da como resultado un incremento en la duración promedio del arco. El nivel de interrupción prematura (current chopping) depende de la presión del vapor y de la conductividad térmica del material del cátodo. Un buen conductor de calor se enfriará rápidamente y su temperatura de superficie de contacto disminuirá. Esto reducirá la tasa de evaporación y el arco se extingue debido a una insuficiente cantidad de vapor. Por otra parte, un mal conductor de calor mantendrá su temperatura y vaporización por un tiempo mayor provocando una mayor estabilidad del arco.

La Fig. 6.8 muestra la rigidez dieléctrica de varios materiales aislantes. Típicamente la tensión que puede soportar un entrehierro decrece con una reducción de la densidad (presión y temperatura) a un mínimo y se incrementa rápidamente con una reducción adicional de la densidad del gas. Esto se ilustra en la Fig. 6.9, que muestra la curva de Paschen donde se grafica la tensión de ruptura, en función del producto de la presión y distancia del entrehierro.

El inicio de la ruptura en vacío depende de los productos emitidos por los electrodos y paredes de la cámara debido a la acción de campos fuertes, los cuales son bombardeados por los electrones emitidos. El valor de la tensión de ruptura para un entrehierro dado depende de las condiciones de las superficies de los electrodos. Electrodos pulidos y desgasificados cuidadosamente tienen tensiones de ruptura muy grandes. Los contactos se vuelven ásperos después del arqueo y por lo tanto, la resistencia a la ruptura disminuye.

CFE/CTT

6-10


ZnBi

Ag

CuW

Mo

10

10

10

10

0.2 0.5 1.0 2 5 10 20 50 100

6

4

2

Corriente (A)

Dur

ació

n pr

omed

io d

el a

rco

( s)

Fig. 6.6 Duración promedio del arco en función de la corriente para algunos metales puros

en vacío.

2000100010

10-3

10-1

101

Cu

40003000

Mo

W

BiZn Ag10

3

-5

Temperatura (ºK)

Pres

ión

(torr

)

Fig. 6.7 Relación entre la presión del vapor y la temperatura para varios metales en vacío.

CFE/CTT

6-11


La Fig. 6.10 muestra la tensión de ruptura promedio en función de la longitud del entrehierro para diferentes materiales con superficies ásperas en un vacío del orden de 10-6 torr. También se muestra información similar del aire para propósitos de comparación. La mayoría de los materiales muestran valores altos de resistencia a la ruptura en longitudes de entrehierro menores a 3 mm para una geometría particular de electrodos. Esta característica permite el uso de entrehierros muy cortos en equipo de interrupción en vacío resultando en mecanismos de operación simples, lo cual resulta en velocidades de operación mayores que los equipos de interrupción convencionales.

6.3.6 Características de recuperación de los dispositivos de vacío

Está establecido que el alto vacío posee una rigidez dieléctrica extremadamente alta. A corriente cero los puntos del cátodo se extinguen dentro de 10-8 s y después de este tiempo se restablece la rigidez dieléctrica original. Este restablecimiento rápido de la rigidez dieléctrica se debe a que el metal vaporizado, localizado entre los contactos, se propaga rápidamente debido a la ausencia de moléculas de gas. Las moléculas de metal chocan a altas velocidades en las paredes de vidrio y se condensan ahí.

6.3.5 Interrupción prematura o corte de corriente (current chopping)

Conforme la corriente disminuye, el arco tiende a extinguirse a un nivel de corriente que depende de la presión del vapor y de las características de emisión de electrones del material de los contactos, a diferencia de lo que sucede en los interruptores en aceite y de soplo de aire, donde la interrupción prematura o corte de corriente se origina debido a una inestabilidad en la columna del arco. La interrupción prematura produce sobretensiones excesivas que ponen en peligro el aislamiento del sistema causando reencendidos del arco, por lo que este fenómeno debe evitarse. Es posible reducir el nivel de corriente a la cual se presenta la extinción prematura, mediante la selección de materiales adecuados para la fabricación de los contactos que proporcionen suficiente vapor de metal para permitir que la corriente alcance valores muy bajos o cero.

La tasa de recuperación dieléctrica de un entrehierro en vacío en los primeros microsegundos después de la interrupción de un arco es de aproximadamente 1 kV/µs para un arco con una corriente de 100 A, comparado con 50 V/µs para un entrehierro en aire. La Fig. 6.11 muestra las velocidades de recuperación de diferentes gases y del vacío. Los gases están a presión atmosférica con un entrehierro de 6.35 mm y una corriente de 1600 A.

CFE/CTT

6-12


ALTO VACÍO

ACEITE DIELÉCTRICO

PORCELANA

6

6

600

400

200

00 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5

SEPARACIÓN DE LOS ELÉCTRODOS (cm)

TEN

SIÓ

N D

E R

UPT

UR

A (k

V)

AIRE

, 25 a

tm.

SF , 7

atm.

SF , 1 atm.

AIRE, 1 atm.

Fig. 6.8 Rigidez dieléctrica de varios materiales aislantes en vacío.

GASVACÍO TRANSICIÓ

N

TEN

SIÓ

N D

E R

UPT

UR

A

DISTANCIA DELENTREHIERRO

d pd

PRESIÓN x DISTANCIA DELENTREHIERRO

Fig. 6.9 Diagrama esquemático de la curva de Paschen y su relación de tensión de ruptura en vacío en función de la distancia del entrehierro.

CFE/CTT

6-13


TEN

SIÓ

N D

E R

UPT

UR

A (k

V)

LONGITUD DEL ENTREHIERRO (mm)

3.18 mm de entrehierro

0

20

0 1 2 3 4 5

20 ºC

Aire

100

40

60

80 Cu-W-Th

Ag

Bi-Cu

Be

Zn

Cu -Sn3

Fig. 6.10 Curvas características de tensión de ruptura para diferentes materiales de contactos en vacío.

40

01 10

TIEMPO DESDE LA CORRIENTE CERO ( s)

REC

UPE

RA

CIÓ

N D

E R

IGID

EZ (k

V)

20

60

100 1000 10000

VACÍO

NITRÓGENO

HIDRÓGENO

SF6

Fig. 6.11 Recuperación de la rigidez dieléctrica para vacío y diferentes gases, 1,600 A, entrehierro de 6.35 mm y con presión del gas de 1 atmósfera.

CFE/CTT

6-14


6.4 HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6)

El gas hexafluoruro de azufre es un compuesto químico cuya fórmula es SF6. Se considera que el SF6 es un gas superior a cualquier otro medio aislante gaseoso e ideal para usarse en equipo de interrupción. Éste se usa en una gran variedad de equipos eléctricos debido a las ventajas que tiene sobre otros medios, tales como el aire y el aceite. Los beneficios de su uso proporcionan un diseño simple, una excelente limpieza y una confiabilidad y compactibilidad de los equipos. Este gas combina sus propiedades eléctricas, en lo que respecta a la rigidez dieléctrica y extinción del arco con sus excelentes propiedades térmicas; además de otras características físicas que han generalizado su uso en equipo de interrupción.

El proceso industrial de producción del SF6 se realiza por medio de electrolisis a partir del azufre y del flúor, mediante la siguiente reacción exotérmica:

S + 3SF2 → SF6 + 262 kcal

Durante su producción se forman diferentes fluoruros de azufre tales como SF4, SF2, S2F2, y S2F10, así como impurezas debido a la presencia de humedad, aire y carbón en las celdas de electrolisis de fluoruro.

El SF6 a pesar de sus múltiples ventajas, también tiene algunas desventajas. Sus principales desventajas son su descomposición bajo descargas eléctricas que da lugar a la formación de diferentes sustancias químicas y la licuefacción a grandes presiones.

El incremento en el uso del SF6 en equipos de interrupción ha aumentado el interés en conocer los mecanismos de descomposición

así como las propiedades de sus productos de descomposición. En la presencia de descargas eléctricas (corona, descargas parciales y arqueos), el SF6 se descompone en una variedad de fluoruros de azufre, los cuales reaccionan con los materiales aislantes, materiales de los contactos y las impurezas para formar productos químicamente activos. Aunque el gas SF6 es químicamente inerte y ambientalmente aceptable, sus productos de descomposición son tóxicos y corrosivos.

En este inciso se proporciona la información más relevante de las propiedades físicas y químicas del SF6, sus productos de descomposición, impacto en el medio ambiente, manejo, reciclaje y eliminación.

6.4.1 Propiedades físicas y químicas del SF6

La molécula del SF6 es perfectamente simétrica y tiene en su centro un átomo de azufre cuyos seis electrones libres son usados por los seis átomos de flúor situados alrededor del átomo de azufre en las seis esquinas o vértices de un octaedro regular, como se ve en la Fig. 6.12. Como resultado de este arreglo simétrico la estructura del gas es químicamente muy estable. El gas SF6 es uno de los gases más pesados con una densidad de 6.139 kg•m-3 a una temperatura de 20 °C y 760 mm de Hg de presión, es al menos cinco veces más pesado que el aire con un peso molecular de 146.06, y es un gas incoloro e inodoro.

Al igual que el dióxido de carbono (CO2), el SF6 existe en estado líquido solamente bajo presión, como puede observarse en la curva de presión que se presenta en la Fig. 6.13.

CFE/CTT

6-15


• Densidad crítica = 730 kg•m-3

El SF6 es generalmente usado a temperaturas mayores que la temperatura crítica, por lo que es importante considerar que la presión interna desarrollada en los equipos depende de la densidad de llenado, es decir peso del SF6/volumen del equipo. Por lo tanto, la densidad de llenado debe ser mucho menor al valor de densidad crítica. En la práctica, la densidad de llenado está en el rango de 10 a 50 kg•m-3, como se presenta en la Fig. 6.15.

El calor específico del SF6 referido a unidad de volumen es 3.7 veces mayor que el calor específico del aire, por lo que la densidad del SF6 es aproximadamente cinco veces la del aire. Esto es importante ya que la elevación de temperatura en el interior de los equipos es menor cuando se usa SF6 que cuando se usa aire.

Fig. 6.12 Molécula del SF6.

El SF6 es un gas real en el cual la ecuación de estado es del tipo Beattie-Bridgeman:

PV2 = RT(V+b) – a

Su conductividad térmica es inferior a la del aire, como se observa en la Tabla 6.3, pero su coeficiente global de transferencia de calor, tomando en cuenta la convección, es excelente, parecida a la de gases como el hidrógeno y el helio, y es más grande que la del aire.

Donde:

P = presión

V = volumen

T = temperatura absoluta

R = constante del gas

a = 15.78(1 - 0.1062 v-1) La curva de conductividad térmica del SF6 a alta temperatura, revela las propiedades excepcionales de este gas para extinguir el arco eléctrico mediante enfriamiento térmico, como se ve en la Fig. 6.16. El pico de conductividad térmica corresponde a la temperatura de disociación de la molécula de SF6 (2,100 °K a 2,500 °K) que se acompaña, durante la reformación de la molécula en la periferia del arco, debido a una fuerte absorción de calor, favoreciendo la transferencia rápida de calor de un medio caliente a uno frío.

b = 0.366(1 – 0.1236 v-1)

La variación de la presión del SF6 en función de la temperatura es lineal y relativamente pequeña en el rango de la temperatura de operación a la que se somete en los interruptores (-15 °C a 50 °C) tal como lo ilustra la Fig. 6.14.

Las constantes críticas del SF6 son:

• Temperatura crítica = 45.5 °C

• Presión crítica = 37.8 bar

CFE/CTT

6-16


20

0

10tt= -50.8°C

pt=2,3 bars

Punto triple

-63,8

Sólido

40

30

p : bar

Gas

0 45,5 T °C

Punto crítico

Tc=45,5°C

Líquido

pc=37,8 bars

Fig. 6.13 Presión del vapor de SF6

0-100

0,2

0,4

10 20

0,6

0,8

30 40 50 °C

Fig. 6.14 Variación de la presión del SF6 en función de la temperatura.

CFE/CTT

6-17


°C

2 4 6 8 10 12 14 16

10

20

30

40

50

Gas Liquido

Punto crítico

Densidad 10 kg/m2 3

Fig. 6.15 Densidad orto-bárica del SF6.

Tabla 6.3 Propiedades termodinámicas de algunos gases comparados con el SF6.

Nitrógeno Hidrógeno Hexafluoruro de azufre Aire Gas

N2 H2 SF6 Peso molecular 28.016 2.016 146.07 28.96

Temperatura (°C) -210.065 - 259.2 - 50.8 -- Punto triple

Presión del vapor (bar) 95.6 54.75 170 -- Temperatura (°C) - 146.95 - 235.95 45.55 -140.73

Presión (bar) 34.1 13.2 37.8 37.9 Punto crítico Densidad (kg•m-3) 310 31 730 328

Densidad (kg•m-3) a 0°C y 1 bar 1.250 0.089 6.139 1.293 Cp (kcal kg-1 °K-1) a presión constante 0.248 3.393 0.216 0.239 Cv (kcal kg-1 °K-1) a volumen constante 0.178 2.404 0.165 0.172 Conductividad térmica 103(Wcm-1 °K-1) 0.24 1.68 0.14 0.24 Viscosidad 107 (poises) 1580 835 1450 1708

CFE/CTT

6-18


CFE/CTT

6-19

6.4.2 Rigidez dieléctrica del SF6

La rigidez dieléctrica del SF6 se muestra en la curva de la Fig. 6.17. Se observa también la ventaja del SF6 sobre el nitrógeno como dieléctrico. Para campos no uniformes, la tensión de ruptura máxima se logra a presiones cercanas a 2 bars, como se aprecia en la Fig. 6.18. La aparición del efecto corona en SF6 se presenta mucho antes de su ruptura y este fenómeno es más pronunciado cuando la punta del electrodo es negativa, lo ilustra claramente la Fig. 6.19.

001

002

003

004

2 4 6

SF6

Wcm

008

005

006

007

009

-1 K° -1

128 10 14 16

N 2

Temperatura 10 K°3

térmicaConductividad

Fig. 6.16 Conductividad térmica del SF6 y del nitrógeno.

10 20 30 40 50

50

100

150

200

250

300

p: Presión en bar.d: Distancia entre electrodos (10 m)

-3

Producto (pd)

Ten

sión

de

rupt

ura

(kV

)

Fig. 6.17 Tensión de ruptura en función del producto pd entre dos esferas de 5 cm de diámetro.

Tensión de ruptura (kV)

120

80

40

10 2

200

160SF 6

p : bar

3 4

N 2

65 7

Fig. 6.18 Tensión de ruptura en función de la presión para un campo eléctrico no-uniforme.


CFE/CTT

6-20

La Fig. 6.20 permite observar que la tensión de ruptura del SF6 a una frecuencia de 50 Hz y a una presión de 1 bar en un campo homogéneo es de 2.5 a 3 veces mayor que los valores correspondientes para aire y nitrógeno. En la Fig. 6.21 se muestra la relación de la tensión de ruptura y la presión en campos no homogéneos entre el SF6 y una mezcla de nitrógeno y bióxido de carbono (N2/CO2).

La resistencia a la ruptura del aire se incrementa considerablemente mediante la adición de cantidades pequeñas de SF6. En contraste, el aire tiene sólo una influencia limitada en la resistencia a la ruptura del SF6. La adición de un 10% en volumen de aire reduce la tensión de ruptura del SF6 en un 3%, mientras que la adición de un 30% de aire la reduce un 10%.

La tensión de ruptura del SF6 iguala a la del aceite aislante a una presión de 3 bar, como se ve en la Fig. 6.22.

El comportamiento del SF6 sigue la ley de Paschen en un amplio rango de presiones. A altas presiones, se han observado desviaciones bajo ciertas condiciones. La resistencia a la ruptura del SF6 es independiente de la frecuencia, por lo tanto, es un gas aislante ideal para equipo de alta

frecuencia. El inicio de corona en campos no homogéneos es también considerablemente mayor que cuando se usa aire. Las Fig. 6.23 y 6.24 muestran la dependencia respectiva en presión y radio de curvatura de electrodos en el caso de SF6 y aire en un sistema de electrodos punta-plano.

6.4.3 Capacidad de extinción del arco

Debido a sus propiedades térmicas y baja temperatura de ionización, el SF6 tiene excelentes características para la extinción de arcos eléctricos, como se aprecia en la Fig. 6.25. Sucede lo mismo con el tiempo de extinción del arco, ya que si se usa SF6 éste es aproximadamente 100 veces menor que el tiempo de extinción cuando se usa aire. La Fig. 6.26 muestra el comportamiento de extinción del arco del SF6 comparado con el aire y una mezcla de ambos gases.

6.4.4 Factor de pérdidas

El factor de pérdidas, tan δ, del SF6 es extremadamente bajo (menor a 2.0•10-7). Por ejemplo el factor de pérdidas para SF6 líquido a –50 °C es menor a 10-3.


CFE/CTT

6-21

SF , Punta:-

tensión de ruptura (kV)tensión en la que aparece efecto corona enfunción de la polaridad de electrodos (kV)

Aire, Punta:-

rigid

ez d

ielé

ctric

a (k

V)

Rel

ació

n

1

6en SF y aire.

Aire, Punta:+

Relación

4

2

3

4

SF , Punta: +6

6

8 12p : bar

16 18

kV

kV

tens

ión

en la

que

apa

rece

efe

cto

coro

na (k

V)

Fig. 6.19 Relación de tensión de ruptura/tensión de aparición efecto corona en SF6 y aire.

225

200

175

150

125

100

75

50

25200

mm

50 mm

S

100 3020 40

Airep=1.0 bar

2.5 barP=5.0 bar 2.0 bar 1.5 bar 1.0 bar

Tens

ión

de ru

ptur

a (k

V)

Distancia entre electrodos (mm)

Fig. 6.20 Tensión de ruptura del SF6 en campos homogéneos a 50 Hz en función de la distancia entre electrodos a varias presiones del gas.


CFE/CTT

6-22

Tens

ión

de ru

ptur

a (M

V)

Ø64 mm0

0.5

1.0

1.5

2.0

13 mm*

25 mm*

* Distancia entre electrodos

15

Presión del gas (bar)

105 2520

13 mm*

30

51 mm*25 mm*

51 mm*

22N /CO6SF

Fig. 6.21 Relación de tensión de ruptura y presión. Comparación entre el SF6 y mezclas de N2/CO2.

100

80

60

40

20

Tens

ión

de ru

ptur

a (k

V)

75 m

m

12.5

12.5

Aire

1 1.5 2Presión del gas (bar)

2.5 3 3.5 4 1

Aceite aislante

SF6

Fig. 6.22 Rompimiento dieléctrico del aceite dieléctrico, aire y SF6 en función de la presión del gas.


CFE/CTT

6-23

15 mm

k=0.025 mm

1

0

2

1

4

3

5

2

Presión del gas (bar)43 5

Aire

6

8

6

7

9

6SF

Tens

ión

(kV

)

Fig. 6.23 Dependencia de corona y presión en SF6 y aire.

20

15

10

0

5

10

20 mm

kr46-2 2 4 10 -1 2 6 010

Aire

6SF

Radio de curvatura (mm)

Tens

ión

(kV

)

Fig. 6.24 Dependencia de corona en función del radio de curvatura k a presión atmosférica.


CFE/CTT

6-24

temperatura de ionización

Tem

pera

tura

(°K

)7

0.5

3

1

2

5

4

6

8

9

10

11 10 3

0.50.0

Radio del arco

Límite inferior de

SF6

2N

1.0 1.0

Fig. 6.25 Perfil de temperatura del arco eléctrico en SF6 y N2.

0 2 4

25

50

75

SF

100

1256

50% SF

10

Presión (bar)

6 8

50% Aire

12

Aire

Cor

rient

e de

arc

o (A

)

6

Fig. 6.26 Capacidad de extinción del SF6, aire y una mezcla de ambos.


6.5 CONTAMINACIÓN DEL SF6 EN EQUIPO DE INTERRUPCIÓN

• Procedimientos adecuados de manejo.

• Vaciado cuidadoso del aire de los compartimientos o tanques antes del llenado con SF6 (se recomienda una presión residual de aire de 1 mbar).

Los contaminantes del SF6 que se generan en equipo de interrupción provienen básicamente de las siguientes fuentes:

• Manejo del gas.

• Fugas. 6.5.2 Contaminación por fugas

• Desabsorción (liberación de humedad) de superficies, materiales y absorbentes.

En un compartimiento presurizado, el aire y la humedad del exterior, pueden estar difusas debido a que las presiones parciales del aire y del agua del exterior del compartimiento son mayores que en el interior. Las principales trayectorias de fuga son, porosidad del compartimiento, sellos de las partes móviles mecánicas y sellos en O-rings. La difusión a través de los metales y materiales poliméricos es despreciable debido a que los coeficientes de difusión del aire y el vapor de agua en esos materiales son muy pequeños.

• Descomposición por descargas eléctricas.

• Reacciones secundarias de los productos de descomposición.

• Generación mecánica de partículas.

Las concentraciones en las que esos contaminantes se presentan dependen principalmente del diseño del equipo, manufactura, ensamble, procedimientos de manejo, diseño de absorbentes, y en la actividad acumulada de las descargas.

6.5.3 Contaminación por desabsorción

La humedad y los gases pueden ser absorbidos por las superficies internas del equipo y por los materiales antes de su ensamble. La superficie de los metales puede ser contaminada con humedad y con residuos de sustancias de limpieza. Los materiales poliméricos contienen humedad dentro de su masa y son la fuente más importante que libera humedad dentro del sistema.

6.5.1 Contaminación por el manejo del gas

Durante el manejo del gas, es decir, durante el llenado y vaciado de los equipos, el SF6 se puede contaminar inconscientemente con aire que se encuentra como residuo en las tuberías y válvulas, por fugas en sellos, por presión de aire residual en los compartimientos después del vaciado y antes del llenado con SF6 y por errores de manejo. Para minimizar la cantidad de aire se requiere:

Los absorbentes manejados en forma inadecuada pueden contener humedad y productos de descomposición del SF6 que corren el riesgo de liberarse durante el vaciado o a temperaturas elevadas. • Diseño apropiado de tuberías y válvulas.

CFE/CTT

6-25


Es difícil estimar las cantidades de sustancias liberadas ya que dependen del tipo de materiales empleados, de los métodos de producción, de los procedimientos de control de calidad, ensamble y mantenimiento.

6.5.4 Descomposición por descargas eléctricas

El SF6 se descompone parcialmente en la presencia de descargas eléctricas, las cuales pueden ser de tres tipos:

• Descargas parciales

• Arqueos de maniobra

• Arcos debidos a fallas

Descargas parciales

La actividad de descargas parciales se presenta por defectos de aislamiento. Esta actividad provoca la descomposición del SF6 en fragmentos de SF4 y F, los cuales reaccionan después con residuos de oxígeno (O2) y agua (H2O) para formar HF, SO2, SOF2, SOF4 y SO2F2. También se forman S2F10, S2OF10 y S2O2F10 en concentraciones prácticamente insignificantes. Debido a la poca intensidad de las descargas, las concentraciones de los productos de descomposición formados son muy pequeñas en el orden de decenas de ppmv referidas a presiones de llenado de SF6 de cerca de 500 kPa.

Arqueos de maniobra

Los arqueos de maniobra ocurren principalmente en equipos de desconexión con carga y en interruptores de potencia. Las temperaturas que alcanza el arco debido al

flujo de corriente provocan erosión en los materiales de los contactos y de los componentes aislantes. La principal causa de descomposición del SF6 es la reacción de esos productos erosionados con los fragmentos del SF6 térmicamente disociados y con las impurezas, tales como oxígeno y vapor de agua. Las reacciones más importantes que ocurren en la vecindad del arco son:

Cu + SF6 → CuF2 + SF4 ………………...(1)

W + 3SF6 → WF6 + 3SF4 ……………...(2)

CF2 + SF6 → CF4 + SF4 ………………..(3)

Las dos primeras reacciones están relacionadas con el material erosionado de los contactos de arqueo, fabricados comúnmente de una aleación de cobre-tungsteno (Cu-W) y la última reacción está asociada con los materiales erosionados de la cámara interruptiva, principalmente teflón (politetrafluroetileno PTFE, polímero derivado del CF2, obtenido erróneamente en 1938), el cual es usado ampliamente en la fabricación de cámaras interruptivas.

Los productos primarios generados por las reacciones (1) a la (3) son el fluoruro de cobre (CuF2), que es sólido, y dos gases el (SF4) y el (WF6). El último es un gas muy reactivo.

Arcos debidos a fallas

Existe una diferencia importante entre un arco de maniobra y un arco generado por fallas. Un arco generado por maniobras es un evento deliberado y un arco interno, que se genera debido a fallas en el equipo de interrupción, es un evento accidental y muy raro, que no puede ser controlado. La duración de este tipo de arcos generalmente excede los tiempos de arqueo de cualquier maniobra, generando con ello una cantidad muy alta de productos de

CFE/CTT

6-26


descomposición del SF6. En este tipo de eventos el arco arde entre materiales metálicos, tales como; el cobre, el aluminio y el acero, que no están diseñados para soportar el arco eléctrico. Estos materiales tienen una tasa de erosión relativamente grande comparada con los materiales aislantes. Las concentraciones de productos de descomposición pueden alcanzar un alto porcentaje debido a los niveles de corto circuito que alcanza la corriente del arco.

6.6 MECANISMOS DE DESCOMPOSICIÓN

La clase y concentración de los productos de descomposición generados depende de diferentes parámetros, por ejemplo, las características de la fuente de descargas, el diseño del equipo, los materiales usados, valor y duración de la corriente, el tiempo después de la descarga y la presencia de impurezas. Todos estos factores tienen influencia en las reacciones químicas que se producen durante y después del evento. Las impurezas son principalmente agua (H2O), aire (O2/N2) y vapor producido por los contactos durante el proceso del arco.

6.5.5 Reacciones secundarias de los productos de descomposición

La química de las reacciones es muy compleja, ya que involucra una gran cantidad de compuestos intermedios y finales y no pueden ser caracterizados mediante relaciones cuantitativas simples. Una idea aproximada está representada por el esquema simplificado de la Fig. 6.27, el cual contiene algunos de los principales compuestos formados.

El SF6 es susceptible a contaminación debido a reacciones secundarias que se presentan al estar en contacto los productos de descomposición con las superficies de los envolventes, materiales aislantes que liberan la humedad absorbida antes del ensamble y con los metales (óxidos/hidróxidos) con los cuales están fabricados los equipos de interrupción. Los materiales principales que están

involucrados en la química de las reacciones son los vapores provenientes de los contactos (Cu, W, Al, C) y los materiales de la cámara interruptiva, PTFE o teflón (CF2). La reacción de estas sustancias con los fragmentos del SF6 producidos por el proceso de descarga, genera diferentes productos primarios de descomposición, entre los más importantes están los fluoruros de metal sólidos (CuF2 y AlF3) y gaseosos (WF6, CF4 y SF4). Estos productos se forman durante e inmediatamente después del arco, típicamente en un lapso de un segundo.

6.5.6 Generación mecánica de partículas

Las partículas metálicas pueden generarse por el deslizamiento de los contactos principales del interruptor. En equipo que está diseñado adecuadamente, estas partículas generalmente caen en áreas donde no causan daño a la integridad del aislamiento. Si las partículas caen en zonas con alto gradiente de campo eléctrico, tal como barreras aislantes, pueden causar degradación en la superficie del aislante y eventualmente pueden presentarse flameos. Las partículas deben ser removidas cuando el gas sea reciclado.

Algunos de estos productos primarios son químicamente estables (CuF2, AlF3 y CF4) y otros son altamente reactivos (SF4, WF6). Estos últimos están sujetos a reacciones

CFE/CTT

6-27


secundarias en combinación con contaminantes tales como agua (H2O), aire (O2/N2) y con superficies de aluminio y acero. Estas reacciones secundarias se presentan con tiempos variables (desde segundos hasta meses) dependiendo del tipo de materiales involucrado en dichas reacciones.

Algunos de los productos principales derivados de las reacciones secundarias son

óxido de tungsteno (WO3) y los oxifluoruros de tungsteno (WO4, WO2F2), oxifluoruros de azufre (SOxFy) (principalmente SOF2 y SO2F2), tetrafluoruro de silicio (SiF4) y ácido fluorhídrico (HF). En la Tabla 6.4 se presenta una caracterización aproximada de los principales productos de descomposición que se forman cuando el SF6 se somete a diferentes fuentes de descargas eléctricas.

Al

AlF

REACCIONES PRIMARIAS

REACCIONES SECUNDARIAS

Envo

lven

te o

C

ompa

rtim

ento

Otros sólidos

WO Fx y

Si

HF

CxHy

FHF SOx

(>>1s)

SiFy 4

CuF WF3 2 6

(<1s)

SF CF4 4

Otros gases

2H O

Tefló

n (P

TFE)

Cu W

CuW

C CF2G

rafit

o

Con

tact

os

Fig. 6.27 Esquema simplificado del mecanismo de descomposición del SF6 mediante descargas.

CFE/CTT

6-28


Tabla 6.4 Caracterización aproximada de los principales productos de descomposición resultantes de las diferentes fuentes en equipo de interrupción.

Principales productos de descomposición Fuente de descomposición

Fórmula Nombre Estado Cantidad generada

Toxicidad

(por peso)

Reactividad con la

humedad atmosférica

Contactos calientes

SOF2 SO2F2 SO2

Fluoruro de tionilo Fluoruro de sulfúrico Dióxido de azufre

Gas Gas Gas

Baja Baja Baja

Alta Baja Media

Media Baja Baja

Descargas parciales

HF SO2 SOF4 SO2F2 SOF2 SF4 S2F10

Ácido fluorhídrico Dióxido de azufre Tetrafluoruro de tionilo Fluoruro de sulfúrico Fluoruro de tionilo Tetrafluoruro de azufre Decafluoruro de azufre

Gas Gas Gas Gas Gas Gas Gas

Baja Baja Baja Baja Baja Baja Baja

Alta Media Alta Baja Alta Media Muy Alta

Media Alta Media Baja Media Alta ---

Arcos de maniobra sin carga

SOF2 SOF4 SO2F2

Fluoruro de tionilo Tetrafluoruro de tionilo Fluoruro de sulfúrico

Gas Gas Gas

Baja Baja Baja

Alta Alta Baja

Media Media Baja

Arcos fuertes de maniobra

SF4 WF6 SOF2 CF4 HF CuF2 WO3

Tetrafluoruro de azufre Hexafluoruro de tungsteno Fluoruro de tionilo Tetrafluoruro de carbono Ácido fluorhídrico Fluoruro de cobre Óxido de tungsteno

Gas Gas Gas Gas Gas Sólido Sólido

Media Media Media Media Baja Media Media

Media Alta Alta No tóxico Media No tóxico No tóxico

Alta Alta Media Ninguna Baja Ninguna Ninguna

Arcos internos HF SF4 CF4 AlF3 * FeF3 *

Ácido fluorhídrico Tetrafluoruro de azufre Tetrafluoruro de carbono Trifluoruro de aluminio Trifluoruro férrico

Gas Gas Gas Sólido Sólido

Media Alta Media Alta Alta

Media Media No tóxico Media No tóxico

Baja Alta Ninguna Media Ninguna

* De acuerdo al material del tanque en interruptores o del compartimiento en subestaciones aisladas en gas.

6.7 EFECTOS ADVERSOS DEL SF6 Y DE SUS PRODUCTOS DE DESCOMPOSICIÓN

6.7.1 Influencia en humanos

Riesgo de asfixia A continuación se presentan los efectos del SF6 y sus productos de descomposición en el personal encargado del mantenimiento de equipo de interrupción, el impacto en el ambiente y las precauciones necesarias para eliminar y minimizar dichos efectos.

Debido a que el SF6 es aproximadamente 5 veces más pesado que el aire, éste tiende a concentrarse en las zonas bajas de edificios (nivel de piso), en recipientes y en otros volúmenes abiertos, desplazando el aire en esas áreas. Esto es peligroso para el personal ya que causa la disminución del oxígeno, lo que puede provocar asfixia. Esta situación

CFE/CTT

6-29


sólo se presenta cuando se escapa una cantidad suficiente de SF6 en un tiempo muy corto. Bajo condiciones normales de operación, el SF6 fugado es desplazado por difusión y convección.

De acuerdo con la Norma IEC 376, el SF6 nuevo no es tóxico. Se han realizado pruebas con animales y humanos para probar que aún con concentraciones de 80% de SF6 y 20% de O2, no se presentan efectos adversos. Por lo tanto, es permitido tener una proporción alta de SF6 en una atmósfera respirable, siempre y cuando la concentración no alcance un nivel en el cual exista una escasez importante de oxígeno. Es decir, evitar que la proporción de oxígeno alcance niveles inferiores al 16%. Aún cuando el aire respirable contiene aproximadamente el 20% de oxígeno, es posible agregar hasta un 25% de SF6 antes de que se presenten dificultades para la respiración. En este caso, la composición resultante sería 20% de SF6, 16% O2 y 64% de N2.

La máxima concentración permitida en un lugar de trabajo, considerando que una persona está 8 horas por día es 1000 ppmv (0.1%) y este valor es dos órdenes de magnitud menor que las concentraciones indicadas arriba.

Daños causados por expulsión repentina de gases

A pesar de que la probabilidad de falla del aislamiento donde se presenten arcos internos en equipo de interrupción o que se presente la operación de los dispositivos de liberación de presión es muy baja, ya ha habido algunos incidentes reportados, tanto en interruptores como en subestaciones

aisladas en gas. Sin embargo, no hay reportes de daños graves al personal debido a esos incidentes. A pesar de esto, existe la posibilidad de que durante un evento de este tipo se presenten daños al personal involucrado. Sin embargo, esto puede ser minimizado mediante la observancia de ciertas precauciones. Se ha observado que el incremento de espesores en tanques y compartimentos, la selección adecuada, diseño, orientación y localización de los dispositivos de liberación de presión, son medidas efectivas para reducir los riesgos de daño al personal.

Aspectos toxicológicos

Durante la limpieza del equipo después de una falla o durante el mantenimiento de un interruptor o de un compartimiento de una subestación aislada en gas SF6, el personal puede estar expuesto a productos de descomposición, tanto sólidos, como gaseosos, si estos trabajos se realizan en condiciones inadecuadas. Los productos de descomposición sólidos pueden causar una sensación de ardor o quemadura en la piel desprotegida y problemas respiratorios, debido a la hidrólisis de oxi-fluoruros y gases absorbidos en la presencia de humedad. Este efecto es reversible y no provoca daño permanente si la exposición es durante un periodo corto. Algunos de los productos de descomposición gaseosos, en concentraciones altas, inhalados durante un periodo largo, pueden causar edema agudo en los tejidos de los pulmones llegando a provocar la asfixia. Sin embargo, las concentraciones en las que son detectados por su olor son dos órdenes de magnitud menor que las concentraciones que causan daño, por lo que el personal estará

CFE/CTT

6-30


automáticamente alertado. La Tabla 6.5 ofrece más detalle al respecto.

Los gases principales, que son producidos en cantidades considerables y que son suficientemente estables para tomarse en cuenta son: SOF2, SO2 y HF. Existen otros gases que no son tóxicos, como el CF4 y que son producidos en cantidades menores o pueden ser convertidos rápidamente a otros gases (SF4, WF6, SiF4) debido a las reacciones con la atmósfera.

Los componentes principales de los productos de descomposición sólidos son fluoruros de aluminio y de cobre (AlF3 y CuF2) y óxido de tungsteno (WO3) como se muestra en la Tabla 6.4. La preocupación principal en el manejo de los sólidos es su toxicidad química, tamaño de la partícula y los efectos del gas absorbido por los mismos

sólidos. La cantidad de sólidos producido y su composición depende principalmente de factores, tales como el material de los contactos, la energía y el comportamiento del arco.

Debido a que el tamaño de las partículas es muy pequeño (≈ 2 µm), éstas pueden flotar en el aire por un tiempo considerable (2 horas o más) después de que se genere una falla por arqueo interno o una operación de un dispositivo de liberación de presión y no exista ventilación adecuada. La experiencia ha demostrado que los polvos al contacto con la humedad se vuelven ácidos, lo cual se debe de tomar en cuenta al seleccionar el equipo de protección para el personal.

Tabla 6.5 Reactividad y toxicidad de los principales productos de descomposición del SF6. Toxicidad [ppmv] Olor de detección2) Producto de

descomposición Estabilidad

química en la atmósfera

Producto final estable TLV1)

MAK LC503) Umbral

[ppmv] Aroma

S2F2 D.R. S, HF, SO2 0.5 0.8 Picante, corrosivo SF2 D.R. S, HF, SO2 5 --- --- Picante, corrosivo SF4 D.R. HF, SO2 0.1 --- --- Picante, corrosivo SOF2 D.L. HF, SO2 0.6 a 1.0 100 1.0 – 5 Huevo podrido SOF4 D.R. SO2F2, HF 0.5 --- --- Como HF SO2F2 Estable SO2F2 5.0 2000 – 4000 --- Ninguno SO2 Estable SO2 2.0 100 0.3 – 1 Picante S2F10 --- --- 0.01 --- --- --- HF Estable HF 1.8 a 3 50 - 100 2.0 – 3 Corrosivo WF6 D.R. WO3, HF 0.1 50 - 100 --- Como HF SiF4 D.R. SiO2, HF 0.5 50 - 100 --- Como HF CF4 Estable CF4 25 mg·m-3 --- --- Ninguno D.R.: Descomposición rápida D.L.: Descomposición lenta 1) TLV: Valor límite de gas no degradado para 8 horas de exposición diaria.

MAK: Equivalente alemán del TLV. El rango de valores indica la diferencia entre diferentes países. 2) Características del aroma referidas a los gases subrayados. 3) 50 % de la concentración letal para ratones o ratas después de 60 min. de exposición.

CFE/CTT

6-31


Los criterios de exposición para los principales productos de descomposición han sido reportados en diferentes fuentes. Se ha observado que estos criterios son mucho menores que el 50 % de las concentraciones letales para ratones dadas en la Tabla 6.5. Los valores de TLV/MAK deben ser tratados como una guía y no como límites absolutos para exposiciones de tiempo corto, y deben ser utilizados por profesionales en la salud ocupacional o en el campo de la seguridad. Bajo condiciones normales de operación, las concentraciones en el interior de instalaciones, tales como las subestaciones aisladas en gas, se pueden mantener fácilmente muy por debajo de los niveles de TLV/MAK debido a las tazas bajas de fuga que presentan estos equipos.

6.7.2 Efectos en el equipo

El gas SF6 contenido en equipo en operación contiene varios tipos de impurezas tal y como se ha establecido en los incisos anteriores. Algunos de ellos están contenidos en el SF6 nuevo y algunos otros son generados por la acción de descargas eléctricas durante la operación del equipo resultando en productos de descomposición gaseosos y sólidos. Su importancia varía dependiendo de la naturaleza del equipo que se trate y de las medidas que se tomen para manejarlos.

Las impurezas, tales como el nitrógeno, no son dañinas inclusive en altas concentraciones. Otras impurezas, ya sean solas o combinadas, deben de ser limitadas a cantidades que no presenten riesgos para la operación del equipo. Por ejemplo, agua, impurezas ácidas y oxígeno (especialmente combinado) provocan corrosión y originan fallas mecánicas en el equipo de

interrupción. También agua combinada con impurezas ácidas puede condensarse a bajas temperaturas y altas presiones y poner en riesgo el aislamiento. Por lo tanto, esas impurezas deben ser minimizadas para que la corrosión y la condensación sea insignificante.

Para evitar problemas de corrosión, los fabricantes de equipo generalmente toman las siguientes precauciones:

a) Selección de materiales resistentes a la corrosión, especialmente en las partes donde se forman los productos de descomposición (presentados en la Tabla 6.4). Debido a esto, todos los materiales que se pretendan usar en equipo de interrupción deberán ser sometidos a pruebas de corrosión antes de ser aceptados.

b) Mantener un nivel de humedad suficientemente bajo para evitar la formación de productos corrosivos debido a la hidrólisis.

c) Instalación de filtros absorbentes en los compartimientos o zonas donde se forman los productos de descomposición.

d) Minimizar los volúmenes de SF6 expuestos a la descomposición mediante el uso de barreras entre los compartimientos donde se originan los arcos y otros compartimentos (en el caso de subestaciones aisladas en gas).

Los fabricantes han evaluado el comportamiento de los materiales de los productos de descomposición, encontrando que la mayoría de los metales presentan una resistencia adecuada a los efectos de la corrosión, excepto los que contienen Zinc, lo

CFE/CTT

6-32


mismo aplica para las diferentes calidades de plásticos y hules. Los agentes lubricantes reaccionan con los productos de descomposición y los lubricantes fluorinados sin agua se comportan satisfactoriamente.

Los materiales que contienen hules de silicón (vidrio, porcelana y cuarzo), resinas fenólicas y materiales de fibra de vidrio se ven fuertemente afectados ya que reaccionan con ácido fluorhídrico. Estos materiales no deben de ser usados en componentes que se someten a grandes esfuerzos eléctricos, especialmente en zonas donde se generen productos de descomposición y donde no se pueda evitar el ingreso de humedad. El poliuretano, teflón (PTFE) y resinas epóxicas del tipo ciclo-alifáticas y bis-fenólicas son resistentes a los productos de descomposición.

Se debe de considerar el aspecto mecánico de los productos de descomposición, especialmente en interruptores, además de los aspectos corrosivos, ya que se puede acumular una cantidad considerable de sólidos, por lo que se requiere diseñar las partes móviles del interruptor, de tal forma que estos no afecten su funcionamiento.

Es muy importante tomar las medidas adecuadas en la selección de los materiales y en la utilización de recubrimientos protectores. La corrosión puede ser eliminada mediante la eliminación adecuada de la humedad.

6.8 NEUTRALIZACIÓN

Los fluoruros y la mayoría de los productos de descomposición son neutralizados efectivamente usando una solución de cal

sodada (una mezcla de NaOH + CaO al 50%–50%), por alumina activada (especialmente seca Al2O3) y por filtros moleculares.

El tamaño del grano preferido para la cal sodada o alumina es el equivalente a una malla de 8 a 12, pero eso no excluye la posibilidad de usar otros tamaños de malla. La eliminación de contaminantes ácidos y gaseosos se realiza mediante la recirculación del gas a través de filtros que contienen los materiales mencionados. Esos filtros pueden ser acoplados al interruptor o pueden estar instalados en equipo comercial de regeneración del SF6.

Si se requiere neutralizar SF6 que ha sido sujeto a un arco eléctrico, se recomienda que las partes sean tratadas con una solución alcalina de cal (Ca(OH)2), carbonato de sodio (Na2CO3) o bicarbonato de sodio (NaHCO3).

6.9 SF6 Y LA ATMÓSFERA

Aproximadamente el 80% del SF6 producido a nivel mundial es utilizado en equipo eléctrico, por lo que los fabricantes y usuarios se cuestionan sobre los efectos cuando el SF6 y sus productos de descomposición son liberados a la atmósfera. Las preocupaciones específicas del uso generalizado del SF6 son los efectos que este tiene en el calentamiento global del planeta conocido como “efecto invernadero” y en la disminución de la capa de ozono.

El grupo de trabajo del CIGRE 23.10 ha realizado estudios completos al respecto concluyendo que :

CFE/CTT

6-33


6.10 REQUERIMIENTOS DE PUREZA PARA EL SF6 REGENERADO

• El SF6 no contribuye a la disminución de la capa de ozono por dos razones: La primera debido a que la estructura del espectro de emisión ultravioleta del SF6 no puede ser activada hasta que alcanza la mesosfera que se sitúa a 60 km de la superficie terrestre, altitud que está por arriba de la estratósfera, que está en el rango de los 30 a 45 km. La segunda es el hecho de que el SF6 no contiene cloro, que es el principal agente destructor de la capa de ozono.

Los requerimientos de pureza que el SF6 regenerado tiene que cumplir para su re-utilización están definidos en términos de concentraciones máximas de impurezas tolerables referidas a la presión del SF6. Éstas son expresadas en por ciento de volumen (% vol) o en partes por millón de volumen (ppmv). Los requerimientos de pureza tienen los siguientes tres niveles críticos:

• El SF6 tiene un efecto invernadero más fuerte que cualquier otro gas. Esto lo clasifica como un potencial colaborador del calentamiento global, debido a que su molécula es muy estable. Esta estructura hace que este compuesto tenga un periodo de vida muy largo (3,200 años). Se han reportado que las concentraciones actuales de SF6 son del orden de 3.2 partes por trillón de volumen (pptv). Esta concentración es relativamente baja, pero se ha observado que se incrementa a razón de 8% anual. Esto significa que si la concentración continúa incrementándose a esta taza, en menos de 30 años llegará a las 50 pptv. Hay escenarios más optimistas que indican que la estimación de SF6 para el año 2,100 será de 30 pptv. Diferentes estudios indican que para el año 2,010 el calentamiento global estimado atribuible al SF6 será de 0.004 °C.

a) Niveles máximos de impurezas en SF6 nuevo.

b) Niveles máximos de impurezas tolerables en equipo.

c) Niveles de detección de impurezas.

Los niveles de la clase “A” establecidos en la Norma IEC-376 dan el límite inferior de los requerimientos de pureza. Los niveles de impureza “B” son aquellos en los que la función del equipo empieza a degradarse o en los que se considera que existen riesgos para la salud, y que sirven como el límite superior de impurezas. Los niveles de impureza “C” se refieren a la sensibilidad con la cual dichos niveles pueden ser verificados en el campo y tienen que ser menores que los niveles usados para especificar los requerimientos de pureza. Los niveles “B” y “C” están dados en la Tabla 6.6.

• Es esencial que todas las formas de emisión del SF6 a la atmósfera sean eliminadas o reducidas a un mínimo absoluto. Esto mediante un estricto apego a los procedimientos de manejo y un adecuado sello de todos los productos que lo usan.

El nivel máximo de impurezas “B” tolerable en equipo, es derivado mediante la cuantificación de los efectos de degradación de las impurezas en las funciones del equipo y su relevancia en los riesgos para la salud.

CFE/CTT

6-34


CFE/CTT

6-35

El nivel de impurezas “C” se determina de las siguientes formas:

• El contenido de gases inertes tales como aire y CF4 en el SF6 se determina con equipos basados en mediciones de la velocidad del sonido o de la conductividad térmica.

• La humedad se mide con medidores del punto de rocío, tubos de reacción y con sensores electrónicos.

• Los productos de descomposición en estado gaseosos y reactivos (tóxicos y corrosivos) pueden ser medidos por tubos de reacción que son sensibles al SO2.

Existen técnicas para medir con una mayor precisión los productos de descomposición, tanto sólidos, como gaseosos, éstas son: cromatografía de gases, espectrometría infrarroja y detección óptica de partículas. Sin embargo, éstas no son adecuadas para su utilización en campo, además de que son técnicas muy costosas y requieren de personal altamente calificado.

Los requerimientos de pureza que recomienda el CIGRE para SF6 regenerado que se va a reutilizar están dados en la quinta columna de la Tabla 6.6.

La mayoría de los equipos de recuperación o regeneración comprimen el SF6 a la presión de licuefacción, es decir, al mismo estado en el que se encuentran en un cilindro de gas nuevo. Sin embargo, existen situaciones donde no se tiene la posibilidad de comprimir el gas, por lo que éste tiene que almacenarse a bajas presiones. Ejemplos de

este tipo de almacenaje son los compartimientos de subestaciones aisladas, en las que el SF6 se almacena a presiones entre los 300 y 700 kPa o compartimientos de media tensión, donde se almacena hasta 100 kPa. En estos casos se debe de tener cuidado en los niveles de humedad debido a las bajas presiones. La Tabla 6.6 incluye los niveles de impurezas para presiones de almacenamiento de 500 y 100 kPa.

Para gases corrosivos y tóxicos la concentración límite especificada es inferior al valor promedio de fluoruros hidrolizables encontrados en equipo en operación. Para contaminantes sólidos, las concentraciones límite pueden verificarse con dispositivos de bajo costo, aunque estos pueden ser eliminados eficientemente mediante filtros para polvo. En la Tabla 6.6 se presenta la condición en la que los contaminantes sólidos son eliminados por filtros de polvo de 1 µm.

Para la contaminación con aceite, las concentraciones límite pueden ser medidas con equipos de medición de bajo costo. Ésta contaminación se elimina mediante el diseño adecuado del equipo, minimizando o eliminando el uso de aceite para lubricación en equipo aislado en SF6 y mediante el uso de equipo de manejo y/o regeneración libre de aceite. Si a pesar de esto, el aceite se encuentra presente, se puede ensamblar un filtro especial en el equipo de regeneración del SF6, como se especifica en la Tabla 6.7.


Tabla 6.6 Contaminantes del SF6, origen, efectos de degradación, niveles máximos permitidos y niveles prácticos de detección.

Contaminante Origen Efecto de degradación en:

Nivel máximo

tolerable de impureza en

el equipo

Nivel de impurezas para SF6 reciclado para ser

reutilizable

Nivel práctico de detección de impurezas

Aire CF4

Manejo Arcos de maniobra

Maniobra Aislamiento en gas

3 % vol 2 % vol < 1 % vol

200 ppmv a 2 MPa 1)

120 ppmv comprimido

hasta licuefacción 2)

< 25 ppmv

800 ppmv a 500 kPa 1)

320 ppmv a 500 kPa 3)

< 25 ppmv

Humedad Desabsorción de superficies de polímeros

Superficies aislantes por condensación de líquidos

4000 ppmv a 100 kPa 1)

1600 ppmv a 100 kPa 3)

< 25 ppmv

SF4, WF6, SOF4, SOF2, SO2, HF, SO2F2

Arqueos Descargas parciales Reacciones secundarias

Superficies aislantes Toxicidad

100 ppmv

2000 ppmv

50 ppmv total 7) < 10 ppmv total

CuF2, WO3, WO2F2, WOF4, AlF3

Erosión de contactos Arqueo interno

Toxicidad No crítico 4) Sin valor 5) No se recomienda la detección

Carbón Polvo de metal/Partículas

Carbonización de polímeros Desgaste mecánico

Superficies aislantes Aislamiento en gas

Bajo 4) Sin valor 5) No se recomienda la detección

Aceite Bombas y lubricación Superficies aislantes Bajo 4) Sin valor 6) No se recomienda la detección

1) Basado en IEC 694. 2) Basado en IEC 376 para gas nuevo comprimido hasta licuefacción a 0 °C. 3) Aplicable sólo si el gas es reusado a una presión igual o menor a la presión de referencia especificada. 4) No puede ser cuantificado. 5) Sin valor, ya que los contaminantes pueden ser removidos por filtros de polvo con un tamaño de poro de 1 µm. 6) Sin valor, ya que la contaminación con aceite tiene y puede ser evitada. 7) Una concentración de 12 ppmv de (SO2 + SOF2).

6.11 REUTILIZACIÓN DEL SF6 EN EQUIPO DE INTERRUPCIÓN

Desde el punto de vista ecológico y económico es recomendable mantener el SF6 en niveles bajos de contaminación mediante su regeneración, para que pueda ser reutilizado. El SF6 puede ser reutilizado durante el desarrollo de equipos, pruebas del producto, puesta en servicio, mantenimiento y reparación aplicando los criterios de la Tabla 6.6. También puede ser transferido de equipo descontinuado a equipo en proceso de instalación. Esta reutilización sistemática requiere que el gas se mantenga en los

niveles de calidad establecidos para cumplir sus funciones. Todo esto se lleva a cabo mediante un manejo adecuado y la regeneración en sitio.

En los casos en que el gas no pueda ser purificado adecuadamente en sitio para cumplir con los criterios establecidos, existe la opción de que éste sea tratado por compañías especializadas de reprocesamiento y purificación.

CFE/CTT

6-36


Tabla 6.7 Tipos de filtros usados en equipo regenerador de gas SF6.

Tipo de filtro Objetivo Características principales Filtro de partículas Elimina los productos de

descomposición sólidos y otras partículas a la entrada del equipo regenerador.

1 µm de tamaño de poro

Filtro de humedad en gas Elimina los productos de descomposición gaseosos y humedad.

Humedad residual <100 ppmv Concentración residual de: SO2 + SOF2 <10 ppmv Capacidad para retención de partículas

Pre-filtro Reduce las concentraciones de los productos de descomposición sólidos y gaseosos a la entrada del equipo regenerador en caso de que el SF6 esté fuertemente contaminado.

10 µm de tamaño de poro (baja resistencia al flujo) Humedad residual <200 ppmv Productos residuales reactivos <200 ppmv Capacidad para retener aceite

Filtro de destoxificación Reduce los productos de descomposición reactivos a niveles menores de 200 ppmv, a fin de que el gas pueda transportarse como no-tóxico.

10 µm de tamaño de poro (baja resistencia al flujo) Humedad residual < 200 ppmv Productos residuales reactivos < 200 ppmv Capacidad para retener aceite

Filtro de aceite Elimina el aceite Filtro especial equipado con indicadores visuales de aceite en la entrada y salida.

Una eficiente regeneración y reutilización en sitio del SF6 requiere:

1) Equipo de interrupción diseñado para permitir la reutilización del SF6.

2) Equipo de regeneración adecuado.

3) Una guía para la reutilización del gas regenerado.

4) Verificación de calidad del gas regenerado.

5) Procedimientos de manejo de gas.

Para los usuarios de SF6, quienes usan cantidades muy pequeñas de gas y que ocasionalmente tienen que manejar el SF6, es muy caro invertir en equipo de regeneración.

Resulta más económico contratar los servicios proporcionados por compañías especializadas.

La reutilización del gas SF6 requiere del establecimiento de cuatro categorías para diferenciarlo:

Gas nuevo: Es el gas suministrado en cilindros por el proveedor y cumple con las características establecidas en las normas IEC-376 o ASTMD 2472-2000 para SF6 nuevo, como se muestra en la Tabla 6.8. Para verificar estas características es necesario realizar un muestreo que permita a través de métodos y equipos de prueba recomendados por ambas normas, su comprobación para su aceptación o rechazo.

Una vez que el gas ha sido extraído de los cilindros, en los cuales fue suministrado por el

CFE/CTT

6-37


proveedor, éste tiene que ser considerado como gas usado y se le asigna una de las siguientes categorías:

Gas no arqueado: Es el gas que ha sido manejado y que fue sometido a arqueo. Los contaminantes principales de un gas de esta categoría son el aire (introducido por el manejo) y la humedad (liberada por superficies).

Gas ligeramente arqueado: Es el gas recuperado de los compartimientos de equipo aislado en gas después de su operación normal. Este puede contener, además de aire y humedad:

• CF4 generado por la degradación de polímeros.

• Productos de descomposición corrosivos (gaseosos) del orden de unos cuantos cientos de ppmv, que no fueron eliminados por los absorbentes.

• Productos de descomposición sólidos, principalmente fluoruros de metal y oxi-fluoruros de tungsteno.

Gas fuertemente arqueado: Es el gas recuperado de equipo fallado. En este caso, se esperan niveles altos de contaminantes sólidos y gaseosos que pueden alcanzar magnitudes típicas en el rango del 1 al 10% del volumen.

6.12 EQUIPO DE REGENERACIÓN

Los equipos de regeneración de gas han sido utilizados con éxito desde la introducción de la tecnología del SF6. Estos están disponibles en el mercado en varios tamaños y capacidades de procesamiento y de almacenamiento. Éstas pueden ser unidades

transportadas manualmente hasta sistemas montados en plataformas. El tipo y tamaño apropiado del equipo de regeneración deberá seleccionarse de acuerdo a la cantidad de SF6 a manejar.

El esquema funcional básico de un equipo de regeneración de SF6 se muestra en el diagrama de la Fig. 6.28, donde sus principales componentes son:

• Filtros.

• Compresor(es).

• Bomba de vacío.

• Recipiente de almacenamiento.

El equipo opera de la siguiente manera:

Recuperación del gas: El gas es extraído del equipo de interrupción bombeándolo con la ayuda de un compresor a través de una serie de filtros y comprimiéndolo en un recipiente de almacenamiento.

Reutilización: La reutilización del gas regenerado (recuperado y purificado) deberá ocurrir después de eliminar el aire del equipo de interrupción con la ayuda de una bomba de vacío (usando la tubería de recuperación). Posteriormente, se efectúa el rellenado del gas desde el recipiente de almacenamiento mediante el pistón compresor (usando la tubería de llenado). Es importante usar las tuberías de recuperación y de llenado separadamente para evitar la contaminación por partículas. La Tabla 6.7 presenta los principales tipos de filtros del proceso de purificación de gas.

CFE/CTT

6-38


Tabla 6.8 Características físicas y químicas que debe cumplir el SF6 nuevo de acuerdo a las normas internacionales ASTM D 2472-00 e IEC-376.

Características Norma IEC-376 Norma ASTM D 2472-00 Densidad a 20 °C y 760 torr (gl-1) 6.16 -- Temperatura crítica (°C) 45.6 -- Punto de rocío, máximo a 1 atm, (°C) - 60 - 62 Agua por peso, máxima (ppm) ≤ 15 8.9 Contenido de humedad por volumen, máximo (ppm) -- 71 Contenido de aire por peso, máximo (%) 0.05 0.05 Contenido de tetrafluoruro de carbono por peso, máximo (%)

0.05 0.05

Acidez, expresada como HF por peso, máxima (ppm) ≤ 0.3 -- Fluoruros hidrolizables expresados en HF por peso (ppm)

< 1.0 < 0.3

Toxicidad (colocando 5 ratones en una atmósfera de 79 % de SF6 y 21 % de aire) 24 horas

Deben permanecer con vida

Deben permanecer con vida

Pre-filtro

Verificación

purezaadicional de

Rellenado

Recuperar en SFEquipo aislado

6

almacenamientoRecipiente de

del SF6

compresor de

Compresor de

Pistón

SF6

vacíode SF6

Si

de SF6

No

partículasFiltro de Aire Bomba de vacío

adicionalTratamiento

atmósferaAire a la

Verificación de

pureza

Filtros de húmedad

EQUIPO DE REGENERACIÓN DE SF6

Fig. 6.28 Esquema funcional básico de un equipo de regeneración del SF6.

CFE/CTT

6-39


Las características principales de funcionamiento de un equipo de regeneración de SF6 son:

• Capacidad de almacenamiento.

• Presión de almacenamiento.

• Métodos de almacenamiento, se muestran en la Tabla 6.9.

• Presión de recuperación residual.

• Recuperación diferencial.

• Velocidad de recuperación.

• Velocidad de vaciado.

• Velocidad de llenado.

• Control protegido contra falla para evitar la contaminación del gas.

• Dispositivos para el intercambio, manejo y eliminación de filtros.

6.12.1 Verificación de la calidad del gas regenerado

Se recomienda realizar chequeos de la calidad del SF6 regenerado para verificar que los niveles residuales de impurezas no rebasen los valores especificados en la Tabla 6.6. Se requiere verificar los siguientes tres niveles de contaminantes:

• El total de contaminantes gaseosos no reactivos (principalmente aire y CF4).

• El total de productos de descomposición gaseosos que son reactivos.

• Humedad.

Tabla 6.9 Métodos de almacenamiento del SF6.

Método Requerimientos Características

Gaseoso Presión típica = 25 bar.

SF6 comprimido a esta presión permanece en estado gaseoso.

Necesita volúmenes grandes de almacenamiento. El gas no puede ser transferido a cilindros para su transporte. Limitado a pequeñas cantidades (200 kg), y para uso estacionario.

Enfriamiento a base de líquido Presión típica 30 bar. Emplea un sistema adicional de enfriamiento para enfriar el SF6, después de comprimirlo, permitiendo que el SF6 sea almacenado en forma líquida.

El enfriamiento adicional tiene influencia en la velocidad de procesamiento. Tiene requerimientos adicionales de mantenimiento. Requiere un volumen limitado de almacenamiento.

Licuefacción mediante presión Presión típica = 50 bar. El gas es comprimido a 50 bar y es licuado mediante presión.

Puede ser usado con cualquier recipiente que soporte mínimo 50 bar.

CFE/CTT

6-40


No es necesario verificar los contaminantes líquidos y sólidos tales como aceite, polvos y partículas, ya que el equipo de regeneración está diseñado para eliminarlos mediante los filtros especificados en la Tabla 6.7.

El equipo requerido para realizar la verificación de la calidad del gas es generalmente portátil pero puede formar parte del equipo de regeneración de SF6. Estos dispositivos son usados a nivel de indicadores, para detectar el cumplimiento o el incumplimiento con los niveles establecidos en la Tabla 6.6.

Para la verificación de productos de descomposición gaseosos reactivos, se recomienda medir los gases SO2 y SOF2 en lugar de medir la suma total de todos. Estos dos gases representan aproximadamente un cuarto del total de los gases reactivos. Los niveles de impurezas indicados en la Tabla 6.6 para el total de gases reactivos es de 50 ppmv, por lo que el límite equivalente para la detección de la suma de SO2 y SOF2 sería aproximadamente 10 ppmv.

El diagrama de flujo de la Fig. 6.29 muestra la secuencia en la cual deben de ser verificadas las tres categorías de contaminantes y las acciones requeridas de las mediciones resultantes.

Existen cuatro conceptos básicos para efectuar la verificación de calidad del SF6 regenerado:

1)

2)

3)

4)

Verificación periódica de los niveles de contaminantes en el recipiente de almacenamiento mediante detectores portátiles o fijos. Esto es lo más común.

Verificación del gas después del rellenado en el equipo. Se realiza una verificación de los requerimientos de pureza una vez que el gas está en el equipo de interrupción. Para esto, no se requiere verificar la calidad del gas en el recipiente de almacenamiento. Sin embargo, existe el riesgo de contaminación, que puede dañar el equipo de interrupción. Si el gas contiene humedad excesiva puede cargar los materiales absorbentes y las superficies internas del equipo.

Muestreo de gas y análisis de laboratorio del SF6 regenerado. Aunque este podría ser el método más preciso para detectar los niveles de contaminantes, esto provoca retrasos de tiempo, así como incertidumbre acerca de los contaminantes que pueden ser introducidos durante el muestreo o por reacciones químicas durante el transporte de la mezcla. Este método se limita a casos aislados.

6.12.2 Determinación de la categoría del gas SF6 usado

Antes de aplicar el procedimiento para la regeneración del SF6, se requiere asignar una de las tres categorías para gas usado, definidas anteriormente. El método más simple y usado es inferir la categoría del gas del conocimiento previo que se tiene del equipo y su historial de operación.

Monitoreo continuo de los niveles de contaminantes en el recipiente o en el flujo de gas (tubería) y la activación de una alarma si se exceden los límites establecidos. Este es el concepto más deseable, pero los detectores para un monitoreo continuo son costosos.

CFE/CTT

6-41


nivel límiteAbajo del

Gas a serreusado

adicionalTratamiento

nivel límiteArriba del


2

+SOF

SO2

Arriba delnivel límite

después decambiar filtros

2H O

nivel límiteArriba del

Reusar


Reproceso

CF4

Aire,

Fig. 6.29 Procedimiento para la verificación de la calidad del gas.

Gas no arqueado: Es el que se espera obtener en:

• Pruebas de aislamiento en fábrica.

• Pruebas de aislamiento en campo durante la puesta en servicio.

• Mantenimientos de rutina de compartimientos.

• Reparación de compartimientos después de una falla sin la presencia de arqueo.

• Reemplazo de compartimientos.

Gas ligeramente arqueado: Es el que se espera obtener en:

• Mantenimiento y reparación de equipo de maniobra sujeto a operación normal.

• Pruebas de desarrollo de equipo de interrupción.

• Desmantelamiento de equipo de interrupción.

CFE/CTT

6-42


Gas fuertemente arqueado: Es el que se espera obtener en:

• Reparación de interruptores después de interrupción de fallas.

• Reparación de compartimientos después de una falla con arqueo interno.

• Desmantelamiento de equipo después de una falla con arqueo.

En casos muy raros, en los que no es posible asignar una categoría o existen dudas acerca del historial del gas, se requiere analizar una muestra de gas para determinar la concentración de (SO2+SOF2). La experiencia sugiere el siguiente criterio para dicha concentración:

Si la concentración de (SO2+SOF2) es menor a 100 ppmv, se considera como gas no arqueado.

Si la concentración de (SO2+SOF2) es mayor al 1%, se considera como gas fuertemente arqueado.

Para cualquier otro criterio, se debe de considerar gas ligeramente arqueado. Si no es posible realizar este análisis, se tiene que considerar, por razones de seguridad, que el gas está fuertemente arqueado.

6.13 PROCEDIMIENTOS DE MANEJO

En este inciso se presentan algunas recomendaciones para el manejo seguro y eficiente de los productos de descomposición durante el mantenimiento de rutina o después de una falla. En el diagrama de flujo de la Fig. 6.30 se muestra el proceso para el manejo seguro del SF6 nuevo así como del SF6

contaminado. Es importante seguirlo cuando se requiere realizar trabajos de mantenimiento.

6.13.1 Protección respiratoria

Durante el mantenimiento y manejo del SF6, el personal está expuesto al contacto de los productos de descomposición tanto sólidos como gaseosos. Debido a que estos absorben gas en su superficie, se requiere de equipo adecuado de protección respiratoria para proteger al personal, aún en situaciones donde los productos gaseosos hayan sido evacuados.

Existen varios tipos de mascarillas para protección respiratoria que protegen contra contaminantes. Estos contaminantes pueden ser desde partículas gruesas de polvo hasta partículas tóxicas y gases dañinos. Las características específicas de filtración de estas mascarillas y filtros se pueden obtener de los proveedores de equipo de seguridad.

El primer nivel de protección que existe en el mercado es una mascarilla para protección respiratoria construida por un filtro de fibra, la cual se coloca sobre boca y nariz. Estos filtros son muy ligeros y económicos y sólo están diseñados para proteger contra polvo. Este tipo de mascarilla no es recomendable para la remoción de las partículas sólidas, debido al gas absorbido por los productos sólidos.

El segundo nivel de protección respiratoria es una media mascarilla con un filtro de carbón activado y un filtro para polvo de 0.5 µm. Este tipo de filtros tienen la capacidad para absorber gases tales como SOF2. Sin embargo, la protección proporcionada por este tipo de mascarilla es inadecuada bajo condiciones de altas concentraciones de polvo y gas.

CFE/CTT

6-43


Este tipo de protección se recomienda para una inspección corta, restringida a limpieza del equipo después de la aspiración de los polvos con ventilación adecuada y trabajando durante un periodo de tiempo corto. La Fig. 6.31 muestra una mascarilla que proporciona este nivel de protección contra productos de descomposición sólidos y gaseosos recomendada para usarse por periodos cortos y en áreas ventiladas.

6.13.2 Protección de la piel

Durante una falla de arqueo, aproximadamente el 70% de las partículas de polvo son menores a 5 µm. Éstas proporcionan una superficie grande absorbiendo productos gaseosos. Estos productos irritan la piel al contacto. El personal que necesite remover y manejar productos sólidos de descomposición requiere utilizar equipo de protección para la piel. También el personal que requiera entrar a una instalación donde ha ocurrido una falla y se han liberado productos sólidos, deberá de utilizar el equipo de protección para la piel.

Para trabajos en áreas no ventiladas, tales como el interior del tanque de un interruptor cubierto con productos sólidos y durante la evacuación o aspiración del polvo de un equipo fallado, se recomienda un dispositivo de respiración más efectivo. Para este tipo de trabajo se recomiendan las mascarillas (con o sin ventilación) o un equipo de respiración, ya sea que cubra toda la cara o la mitad, como los que se muestran en las Figs. 6.32 y 6.33. Los equipos de respiración funcionan mediante la alimentación de aire de una fuente a través de una manguera a una presión adecuada para el operador. Este nivel de protección es necesaria sólo en los casos donde las concentraciones de los productos de descomposición son suficientes para poner en riesgo la salud del personal. Esto se pudiera presentar durante el aspirado inicial de concentraciones muy fuertes de partículas sólidas en equipo fallado y donde la ventilación no es adecuada. Aunque este tipo de equipos proporcionan una excelente protección, su manipulación y su maniobrabilidad puede crear molestias adicionales y riesgos para el personal, por lo que su recomendación es solamente para utilización temporal.

Se recomienda utilizar overoles desechables, guantes (de preferencia desechables), protección de ojos y protección respiratoria.

6.13.3 Requerimientos del equipo de aspiración

Los productos de descomposición sólidos que se encuentran en el interior de los edificios de subestaciones aisladas en gas o en equipo fallado deben ser aspirados. La aspiradora deberá tener un filtro para partículas de alta eficiencia (HEPA por sus siglas en ingles) para evitar el retorno de partículas al lugar de trabajo.

CFE/CTT

6-44


INICIOSF NUEVO

SF CONTAMINADO

Menor que

Manejo seguro del SF

NO

Ventilaciónnatural

?

Ventilaciónforzada

SI

SI

TLV?

NO

NO

?selladoPosible

equipocerrado

?

6

6

SI

protección de cuerpoproteccion del aparatorespiratorio.

6

SINO

Uso de ropa de

protección de ojos.

trabajo

NO

ventilaciónMejorar

?

hermeticidadNEGATIVO

SI

?

Pruebade

vaciado

rellenado

Llenado

POSITIVO

Manejo en

Fig. 6.30 Diagrama de flujo para el manejo seguro del SF6 nuevo y contaminado.

CFE/CTT

6-45


Filtro de lana Filtro de fieltro

Filtro de carbón activado

Fig. 6.31 Media mascarilla para un nivel de protección intermedio contra los productos de descomposición sólidos y gaseosos.

Fig. 6.32 Mascarilla completa sin equipo de respiración para un nivel de protección completo contra los productos de descomposición sólidos y gaseosos.

CFE/CTT

6-46


Fig. 6.33 Mascarilla completa con equipo de respiración para un nivel de protección completo contra los productos de descomposición sólidos y gaseosos.

6.13.4 Requerimientos de ventilación Durante el proceso de aspirado, que involucra capas gruesas de polvo, una parte de éstas pueden agitarse, por lo que el personal deberá utilizar la protección para la piel y una mascarilla completa equipada con respirador. Para trabajos posteriores de limpieza, donde la mayor parte del polvo ha sido aspirado, se recomienda utilizar una media mascarilla con una combinación de filtros de vapor/gases, ácidos y polvos. Esta media mascarilla debe usarse en combinación con protección para ojos.

Una ventilación adecuada ayuda a diluir la concentración de los productos gaseosos de descomposición. En áreas cerradas como los tanques de interruptores, se requiere una ventilación adecuada para que el personal pueda realizar, sin riesgos para la salud, los trabajos de limpieza y reparación. En situaciones donde se requiera el uso de solventes para la limpieza final, después del aspirado de los sólidos, se debe de utilizar ventilación forzada para diluir los olores de

CFE/CTT

6-47


6.13.6 Desecho de los materiales de limpieza

los residuos y los efectos tóxicos de los solventes.

Todos los desechos sólidos y materiales utilizados en la limpieza incluyendo los overoles, filtros de máscaras y guantes, deberán ser colocados en bolsas de plástico y colocados dentro de depósitos metálicos. Es recomendable poner cal sodada en los productos de desecho para neutralizar la acidez. Se deben de usar guantes para el manejo de las bolsas o depósitos metálicos. Los depósitos metálicos sellados deben ser colocados en algún sitio adecuado.

6.13.5 Requerimientos de limpieza

Debido a los requerimientos de limpieza del equipo aislado en SF6, la mayoría de los componentes deben ser limpiados con solventes antes de regresar el equipo a operación. En casos donde productos sólidos y otros desechos no han sido adecuadamente eliminados por el proceso de aspirado, se requiere que el personal limpie los componentes utilizando solventes adecuados. Las sustancias utilizadas para la limpieza pueden ser el alcohol isopropílico, tricloroetano y bicarbonato de sodio, que si se mezclan, no producen reacciones peligrosas para el personal que realiza el mantenimiento. Las soluciones alcalinas, como el bicarbonato de sodio, son efectivas para neutralizar la acidez de los productos sólidos; sin embargo, no se recomienda usarlos para la limpieza de componentes aislantes y otros materiales orgánicos, debido a la absorción de agua. Una absorción excesiva de agua en la superficie de cualquier aislamiento puede afectar su funcionamiento dieléctrico.

Los materiales, como los filtros moleculares o alumina activada, deben ser manejados con extremo cuidado, debido a que estos absorben en su superficie concentraciones altas de productos del arco. Se debe de evitar el reciclaje de los absorbentes y deberán ser manejados de la misma manera que los productos sólidos.

6.13.7 Higiene personal

Se requiere tener precaución cuando se usa alcohol isopropílico o tricloroetano, ya que si se usan excesivamente constituyen un riesgo para la salud del personal. Una exposición intensa a estos solventes puede causar irritación de la piel, ojos, nariz, garganta y pulmones. Debido a esto, se requiere utilizar protección respiratoria, equipo para protección de la piel y una ventilación adecuada durante la limpieza con solventes.

Después de terminar los trabajos de limpieza, el personal involucrado debe lavarse las manos, brazos, cara y cuello antes de ponerse su ropa normal. En el caso de que una persona esté contaminada con polvo o tenga la sensación de irritación o quemadura, se recomienda un baño completo tan pronto como sea posible.

6.14 DESTRUCCIÓN DEL SF6

En los casos en los que el SF6 no pueda ser reciclado, regenerado o que ya no se requiera, éste puede ser eliminado mediante un proceso térmico ambientalmente compatible. Este

CFE/CTT

6-48


CFE/CTT

6-49

proceso consiste en calentarlo arriba de 1,000°C, para que empiece a disociarse en fragmentos reactivos que reaccionan con materiales apropiados, tales como hidrógeno y oxígeno, para formar SO y HF. Cuando el proceso alcanza los 1,200 °C, la eficiencia en la eliminación del SF6 es del 99%. Los productos resultantes de las reacciones de este proceso, SO y HF, son eliminados mediante el pasaje de estos a través de una solución de hidróxido de calcio (lime) para ser transformados en sulfato de calcio (CaSO4) y fluoruros de calcio CaF2.

6.15 MEZCLAS DE SF6

Se ha identificado que el SF6 es un gas que produce efecto invernadero y que es difícil de sustituir por otro gas sin incrementar el impacto ambiental, por lo que se están haciendo esfuerzos a nivel mundial para reducir la cantidad de SF6 usada en los equipos eléctricos de potencia con el propósito de minimizar las emisiones de SF6. Un camino para realizar esto es diluir el SF6 con un gas ambientalmente no crítico, como el nitrógeno, aprovechando la fuerte sinergia aislante entre estos dos gases.

Existen tres razones principales para usar mezclas de SF6 en equipo eléctrico:

• Evitar la licuefacción a baja temperatura ambiente.

• Ahorrar en los costos del SF6.

• Reducir la cantidad de SF6 asociada a emisiones por razones ambientales.

Para temperaturas ambientales bajas se han usado tanto el nitrógeno y el CF4 como gases diluyentes del SF6. Estos permiten operar los

equipos a temperaturas menores a -50 °C con presiones típicas de llenado de 500 kPa.

Con respecto al ahorro de costos y cuestiones ambientales, particularmente para instalaciones grandes, como líneas aisladas en gas o subestaciones aisladas en gas de gran magnitud, se están empezando a utilizar en prototipos de líneas aisladas en gas, mezclas de SF6 y nitrógeno con concentraciones bajas de SF6 (típicamente entre 5 y 20%).

El uso de mezclas de SF6 diluido con nitrógeno tiende a reducir el impacto ambiental hasta en un 70%, siempre que la mezcla se maneje con la misma eficiencia que el SF6 sin diluir. Sin embargo, es importante conocer que el comportamiento funcional de las mezclas de SF6 con nitrógeno o CF4 en aislamiento o interrupción es siempre menor que con SF6 sin diluir. Por lo tanto, la capacidad del equipo deberá disminuir cuando el SF6 puro sea reemplazado por una mezcla.

Los procedimientos y criterios para el manejo de mezclas de SF6 son los mismos que para el SF6 puro.


CAPÍTULO 7

TEORÍA SOBRE PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO A INTERRUPTORES

7.1 INTRODUCCIÓN

Para asegurar un funcionamiento correcto de un interruptor se deben conocer las condiciones de su medio aislante, de sus mecanismos de operación y de sus contactos, entre otras.

El aislante más importante en un interruptor es el medio donde se extingue el arco. Actualmente, los medios más comunes para extinción del arco eléctrico son el aceite, el aire y el SF6, las boquillas también son parte importante del sistema de aislamiento del interruptor. Para conocer las condiciones del sistema aislante se aplican las pruebas de resistencia de aislamiento y de factor de potencia. De igual forma, para conocer mejor

las condiciones del aislamiento, cuando el medio de extinción del arco es aceite se aplican pruebas físico-químicas a éste. Cuando el medio de extinción del arco es el SF6, para conocer sus condiciones se aplican pruebas físico-químicas, de detección de humedad, de rigidez dieléctrica y de subproductos de descomposición. Por la importancia de las boquillas en el sistema de aislamiento, éstas se evalúan mediante la prueba de capacitancia y factor de potencia.

Por otro lado, la condición de los mecanismos de operación se determina conociendo los tiempos de operación de apertura y cierre de los contactos y por la simultaneidad entre ellos.

CFE/CTT

7-1

TEORÍA SOBRE PRUEBAS A INTERRUPTORES

En el caso de los contactos, su principal característica es la resistencia, la cual se mide mediante la prueba de resistencia de contacto.

A su vez, la corriente volumétrica está compuesta por las corrientes capacitiva, de absorción y de conducción.

Las pruebas de análisis de vibración, de contaminación y de sismicidad también se aplican a los interruptores.

7.2 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

La resistencia de aislamiento es un indicador de la condición del aislamiento de los equipos eléctricos. Por lo tanto, la medición de este parámetro es muy importante en equipos tales como transformadores, interruptores, generadores, etc. Para el caso particular de los interruptores, la resistencia de aislamiento indica las condiciones de humedad y contaminación de sus elementos aislantes, como la porcelana, el medio aislante e interruptivo y demás componentes aislantes (barra de operación, soportes, etcétera).

La corriente capacitiva o de capacitancia geométrica se genera debido a que el interruptor, al aplicarle una tensión de C.D., forma un capacitor entre sus partes conductoras, materiales aislantes y partes aterrizadas. Al aplicarle la tensión de C.D. al interruptor, éste se carga con una corriente denominada corriente capacitiva. Inicialmente esta corriente tiene un valor grande que disminuye rápidamente con el tiempo. En equipos con mucho volumen de aislamiento y geometría complicada, como los transformadores de potencia, la corriente capacitiva alcanza un valor despreciable en aproximadamente 15 segundos, pero en el caso de los interruptores, los cuales tienen menor volumen de aislamiento y donde su geometría es más sencilla, la corriente capacitiva alcanza un valor despreciable en aproximadamente 2 segundos. Los tiempos, donde la corriente alcanza un valor despreciable, serían los tiempos de carga del capacitor formado, ya sea por el transformador de potencia o por el interruptor.

En teoría, un material aislante debe tener una resistencia infinita y por lo tanto no debe permitir el flujo de corriente a través de él. Sin embargo, cuando se le aplica una tensión de corriente directa (C.D.) a un material aislante, éste deja pasar un flujo de corriente pequeño conocido como corriente de aislamiento. Este flujo de corriente indica que la resistencia del aislamiento tiene un valor finito. A este valor de resistencia se le conoce como resistencia de aislamiento.

La corriente de absorción se genera por la polarización que se presenta en el aislamiento. La polarización es la orientación de cargas positivas y negativas, debido al campo eléctrico formado por la aplicación de la tensión al aislante. Este proceso de orientación de cargas requiere del consumo de energía proporcionada por una corriente denominada corriente de absorción. Para medir la resistencia de aislamiento en un

aislante, se aplica a éste una tensión de C.D. que genera la corriente de aislamiento. Esta corriente de aislamiento está formada por la corriente que circula por el volumen del material, denominada corriente volumétrica y por la corriente que fluye por la superficie denominada corriente de fuga.

La magnitud de esta corriente decrece exponencialmente desde un valor alto a un valor cercano a cero. Dependiendo del tipo y volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos hasta varias horas en alcanzar un valor mínimo. Para cuestiones

CFE/CTT

7-2


prácticas en la medición de resistencia de aislamiento en equipos como transformadores de potencia y generadores, esta corriente se considera despreciable después de 10 minutos. En interruptores, se alcanza un valor despreciable en aproximadamente 1 minuto.

La corriente de conducción es la que fluye por el volumen del aislamiento. Esta corriente, es la componente más pequeña de la corriente volumétrica. Esta corriente, a diferencia de las dos anteriores, permanece constante. Representa las pérdidas que se manifiestan en el aislamiento en forma de calor.

Las corrientes de conducción y de fuga, por permanecer constantes en función del tiempo, son las que se utilizan principalmente para conocer la condición del aislamiento de los interruptores.

El comportamiento normal del valor de resistencia de aislamiento en un equipo se inicia con un valor bajo, que tiende a incrementarse en función del tiempo para después permanecer constante. Este incremento se debe a que las corrientes capacitiva y de absorción tienden a cero.

Cuando se tienen aislamientos contaminados y/o degradados, estos se cargan y se polarizan rápidamente, por lo que la magnitud de las corrientes de fuga y de conducción se incrementa. Además, las condiciones ambientales, como humedad y contaminación, ocasionan que la magnitud de la resistencia de aislamiento disminuya.

Con los valores obtenidos de la medición de la resistencia de aislamiento, se obtienen la curva de absorción y los índices de absorción y de polarización del equipo. La curva de absorción se obtiene graficando los valores obtenidos de resistencia en función del tiempo. El parámetro principal de esta curva

es su pendiente, conocido como índice de absorción y se calcula como la razón de la magnitud de resistencia a un minuto entre la magnitud de resistencia a 30 segundos. Asimismo, el índice de polarización se calcula por la razón de la magnitud de la resistencia a 10 minutos entre la magnitud de resistencia a 1 minuto. La siguiente fórmula se emplea para calcular el índice de polarización:

min1aaresistencimin10aaresistenciónpolarizacideÍndice =

Entre más alto sea el índice de polarización mejor será la condición del aislamiento. Valores mayores a 2.0 se consideran buenos, valores entre 1.25 y 2.0 se consideran aceptables y valores menores a 1.25 se consideran malos para aislamientos en operación. Sin embargo, es posible llegar a obtener valores de índice de polarización cercanos a 5.0.

El método más común para medir la resistencia de aislamiento es utilizando un Ohmetro (Megger). La prueba con este equipo consiste básicamente en aplicar una tensión de C.D. al aislamiento y registrar los valores de la resistencia de aislamiento a determinados intervalos de tiempo. En la Fig. 7.1 se muestra el diagrama eléctrico de un Megger. En la Fig. 7.2 se muestra la fotografía de un Megger marca AVO, que puede aplicar una tensión máxima de hasta 5 kV de C.D. La prueba de resistencia de aislamiento con este equipo se debe realizar con mucho cuidado y habilidad, ya que de lo contrario, los resultados presentarán fluctuaciones importantes provocadas por factores que afectan la medición.

CFE/CTT

7-3


Fig. 7.1 Diagrama eléctrico de un Megger.

Fig. 7.2 Megger marca AVO.

Cada uno de estos factores puede causar grandes errores en la medición de la resistencia de aislamiento, los cuales no deben considerarse como problemas del equipo de medición. El error más común al realizar la medición de la resistencia de aislamiento es permitir que los cables de conexión del Megger toquen el tanque del equipo. Al cometer este error se evalúa la resistencia del aislamiento de los cables del Megger en paralelo con el aislamiento del interruptor. Por lo tanto, al realizar la prueba siempre se debe tratar de mantener los cables del Megger lo más separado posible entre ellos y del tanque

del equipo bajo prueba. También es recomendable revisar que los cables de pruebas se encuentren en buenas condiciones y que cuenten con las terminales adecuadas para garantizar un buen contacto.

Línea

deflectoraBobina

Bobina decontrol

Gen

Tierra

Aislamientobajo prueba

+

-

Guarda

Los factores que más afectan la medición de la resistencia de aislamiento son:

• Humedad.

• Temperatura.

• Contaminación superficial.

• Carga residual.

Efecto de la humedad

Los materiales dieléctricos más utilizados en los interruptores son la porcelana, el aceite, el aire, el SF6 y otros materiales aislantes como fibra de vidrio que se utilizan para el mecanismo de operación y para soportar las cámaras de extinción del arco. Estos materiales son higroscópicos, es decir, poseen la propiedad de absorber la humedad. Esta característica provoca que la resistencia de aislamiento disminuya fácilmente al estar estos equipos expuestos a la intemperie.

Debido a estos fenómenos, la presencia de humedad en el ambiente afecta la medición de la resistencia de aislamiento en un interruptor. Esto se debe principalmente a la humedad que absorben las porcelanas de las boquillas, barreras aislantes, etc., agravándose si su superficie está contaminada. Se recomienda que esta prueba no se realice cuando existe una humedad relativa superior al 75% en al ambiente.

CFE/CTT

7-4


Efecto de la temperatura El efecto de la contaminación superficial es particularmente importante cuando se tienen grandes superficies aislantes expuestas al ambiente, como es el caso de los aislamientos de porcelana y de fibra de vidrio en los interruptores de media tensión, cuyo aislamiento entre fases es aire.

Al aumentar la temperatura en los dieléctricos o aislantes, se presentan procesos que modifican sus características eléctricas y mecánicas. Entre las características eléctricas que cambian se encuentra su resistencia, que varía inversamente proporcional con la temperatura.

Efecto de la carga residual Para comparar adecuadamente las mediciones periódicas de resistencia de aislamiento, debido a la variación de los valores que provoca la temperatura, es necesario efectuar las mediciones a la misma temperatura o corregir cada medición a una misma base. Esta corrección se efectúa con la siguiente ecuación:

La resistencia de aislamiento se ve afectada por la presencia de carga residual existente en el aislamiento. Esta carga puede originarse si el equipo está flotado o debido a la aplicación de tensión de C.D. Por lo tanto, se requiere que, antes de efectuar la medición de resistencia de aislamiento, se descarguen los aislamientos cortocircuitando y conectando a tierra las terminales del interruptor. Con esto, se evitarán los errores en la medición por carga residual.

ttC RKR ×=

Donde:

Rc = Resistencia de aislamiento corregida a la temperatura base 7.2.1 Aplicación de la prueba a

interruptores Kt = Coeficiente de corrección por temperatura Para efectuar esta prueba, se requieren realizar

diferentes arreglos para medir la resistencia de aislamiento en un interruptor trifásico. Dependiendo del tipo de arreglo, se evalúan los diferentes elementos del sistema aislante de los interruptores. Se puede evaluar la porcelana y su medio aislante, el medio aislante e interruptivo de la cámara de extinción, aislamiento entre fases, aislamiento a tierra, etc. Los procedimientos detallados para efectuar los arreglos para realizar esta medición se presentan en el Anexo 2.

Rt= Resistencia de aislamiento a la temperatura que se efectuó la prueba

Efecto de la contaminación superficial

Los contaminantes como la contaminación industrial y salina, el carbón o el polvo, depositados en las superficies aislantes, pueden afectar la magnitud de la resistencia de aislamiento. Esto debido a que cuando los contaminantes se combinan con humedad, se vuelven parcialmente conductores. Por lo tanto, se debe eliminar toda materia extraña que esté depositada sobre el aislamiento, antes de aplicar la tensión de prueba para la medición de la corriente de aislamiento.

CFE/CTT

7-5


7.2.2 Interpretación de la resistencia de aislamiento en interruptores

Generalmente, los valores de resistencia de aislamiento en los interruptores son muy altos y prácticamente permanecen constantes. Esto se debe a que las magnitudes de la corriente capacitiva y de absorción decrecen rápidamente en estos equipos, por lo que no se requieren obtener los índices de polarización y de absorción, ya que la tensión aplicada tiene una duración de un minuto.

Si se obtienen valores bajos de resistencia de aislamiento, significa que el aislamiento del interruptor se encuentra húmedo o contaminado. Los aislamientos en estas condiciones pueden provocar fallas catastróficas en el interruptor, por lo que es muy importante obtener valores altos de resistencia de aislamiento. Se recomienda realizar mediciones periódicas de resistencia de aislamiento con el propósito de establecer tendencias que indiquen cambios importantes que ayuden a determinar la condición del aislamiento de los interruptores y poder tomar acciones de mantenimiento. Para lograr lo anterior, se requiere hacer una interpretación adecuada de los resultados obtenidos.

Por ejemplo, en los interruptores de gran volumen de aceite, si se obtienen valores menores de 10,000 MΩ referidos a una temperatura base de 20 ºC, se les debe efectuar una prueba de resistividad al aceite. Con esto se verifica que el aceite no esté húmedo o contaminado, en cuyo caso se requiere un tratamiento para eliminar sus contaminantes. Si después de corregir las condiciones aislantes del aceite se continúan teniendo valores bajos de resistencia de aislamiento (menos de 10,000 MΩ a 20 ºC), se debe retirar el aceite del interruptor para buscar y corregir las causas que originan la baja resistencia. Para el caso particular de los

interruptores en aceite, cuando la resistencia de aislamiento de una boquilla es menor a 50,000 MΩ se deben efectuar pruebas más frecuentemente para observar su tendencia y poder discriminar a que se debe la baja resistencia de aislamiento. En la Fig. 7.3 se muestra la conexión física para evaluar la resistencia de aislamiento de una boquilla de un interruptor de gran volumen de aceite.

En el caso de interruptores de soplo magnético, cuando se tienen valores de resistencia de aislamiento menores a 10,000 MΩ a 20 ºC, se debe efectuar una limpieza y secado de los aislamientos. Para el caso donde se quiere evaluar una boquilla en paralelo con el aislamiento entre boquillas y la cámara de arqueo, se deben obtener valores superiores a 2,000 MΩ, en caso contrario, se debe limpiar y secar el aislamiento de las cámaras de arqueo.

G L T

Fig. 7.3 Conexión para medir la resistencia de aislamiento de una boquilla de un interruptor de gran volumen de aceite.

CFE/CTT

7-6


7.3 FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO

El factor de potencia en un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre la tensión aplicada y la corriente total que circula por el aislamiento bajo prueba. El valor del factor de potencia se obtiene directamente a través de la medición de los volt-amperes de carga y las pérdidas en Watts del aislamiento bajo prueba. El circuito de la Fig. 7.4 es el circuito equivalente de un aislamiento. La Fig. 7.5 muestra el diagrama vectorial resultante de la aplicación de una tensión de C.A. al circuito de la Fig. 7.4.

El objetivo de la prueba es verificar el grado de humedad o deterioro de los aislamientos mediante la medición de la disipación de energía (pérdidas dieléctricas). La prueba de factor de potencia es muy sensible a pequeños cambios en el aislamiento, causados por degradación, envejecimiento y contaminación, es decir, un pequeño cambio en el estado del aislamiento provoca una variación grande en los resultados de la prueba. Por esta razón, esta prueba se considera más reveladora que la prueba de resistencia de aislamiento. Debido a su sensibilidad, se recomienda que la prueba se aplique desde la puesta en servicio de los equipos. De esta forma, se puede establecer un historial con tendencias que ayude a la detección de fallas incipientes en el sistema aislante de los equipos. Por consiguiente, esta es la prueba de mayor aplicación para evaluar aislamientos con tensión de C.A.

Básicamente, la prueba consiste en medir las pérdidas del aislamiento al aplicar una tensión de C.A. A estas pérdidas se le conoce como pérdidas dieléctricas y se manifiestan como calor. Las pérdidas dieléctricas también pueden ser evaluadas calculando la tan δ, tangente de pérdidas o factor de disipación. El

ángulo δ también se puede observar en la Fig. 7.5.

Cuando el aislamiento se encuentra en buenas condiciones, las pérdidas son muy pequeñas y por consiguiente el factor de potencia (cos θ) y la tangente de pérdidas (tan δ) muy bajos. Como se puede observar en la Fig. 7.5, es claro que el factor de potencia (cos θ) es:

( )T

R

IICOSFPPOTENCIADEFACTOR == θ

RR IL

I

IC

T

E

Fig. 7.4 Circuito equivalente de un aislamiento bajo prueba de factor de potencia.

CFE/CTT

7-7


Fig. 7.5 Diagrama fasorial del circuito equivalente.

Mientras que la tangente de pérdidas (tan δ) es igual a la razón de las corrientes resistiva y capacitiva.

( )C

R

IITANPÉRDIDASDETANGENTE =δ

Donde:

Ic = Corriente capacitiva

IR = Corriente resistiva

IT = Corriente total

E = Tensión aplicada

Sin embargo, como se puede observar en la Fig. 7.5, para ángulos mayores a 81.5º la corriente IT es aproximadamente igual a la corriente IC. Por lo que en la práctica, se

considera que el factor de potencia (cos θ) es igual a la tangente de pérdidas (tan δ).

La respuesta de un dieléctrico a la aplicación de una tensión de C.A. está en función de la magnitud y la frecuencia de la tensión, la temperatura, del tipo del dieléctrico, del volumen y de la geometría del dieléctrico bajo prueba. Por lo tanto, las mediciones de factor de potencia y de tangente de pérdidas, deben realizarse en condiciones similares a las que trabajará el aislamiento. De esta manera se obtendrán valores más cercanos a los que se presentan cuando el equipo está operando.

Estas pruebas son una medición de la calidad de un aislamiento y como dependen del tipo, volumen y geometría del aislante, se pueden realizar comparaciones de mediciones realizadas en equipos similares. Para poder hacer la comparación, las pruebas se deben realizar bajo las mismas condiciones. Es decir, aplicando el mismo nivel de tensión, frecuencia y temperatura. La magnitud y la frecuencia de la tensión se controlan con el equipo de prueba. Sin embargo, la temperatura es muy difícil de controlarse, por lo que se requiere hacer la corrección a la temperatura base de 20 ºC.

EI

TC

R

I I

Un incremento de las pérdidas es síntoma de degradación en el dieléctrico. Éste puede ser originado por ataques químicos, esfuerzos eléctricos y mecánicos, contaminación superficial y humedad en el aislamiento. Esto provoca que el aislamiento trabaje a una temperatura mayor; lo que acelera la degradación del aislamiento incrementando nuevamente la temperatura, formando así un círculo creciente que degrada el aislamiento. Debido a lo anterior, es importante aplicar al aislamiento pruebas que detecten cambios pequeños en su condición, como lo son las

CFE/CTT

7-8


Cuando se mide con el interruptor en la posición de cerrado en interruptores de gran volumen de aceite, las pérdidas dieléctricas de cada fase deben ser iguales a la suma de las pérdidas de la boquilla lado fuente, más las pérdidas de la boquilla lado carga, medidas con el interruptor en la posición de abierto. Cuando la igualdad no se cumple, a la diferencia se le llama índice de tanque. Esta diferencia revela problemas de la barra de accionamiento, en los aislamientos soporte o en el aceite del interruptor.

pruebas de factor de potencia y de tangente de pérdidas.

En la CFE, generalmente la prueba de factor de potencia se aplica a los interruptores de potencia con un equipo de la marca Doble Engineering, aplicando una tensión de prueba de 10 kV de C.A.

En los interruptores de potencia, para realizar la prueba, se conecta el cable de alta tensión a la terminal de la boquilla y se aplica potencial. Al aplicar la tensión, se establece un campo eléctrico entre el conductor central y las partes aterrizadas del interruptor. Al existir dieléctricos inmersos en un campo eléctrico se generan pérdidas, que dependen del gradiente de potencial (tensión por unidad de longitud), y de la localización del aislamiento en el campo.

Una gran ventaja que ofrece esta prueba al aplicarse en interruptores, es que se puede hacer comparación entre las seis boquillas y entre las tres fases. Es decir, el factor de potencia de cada una de las boquillas debe ser muy similar. De igual forma, el factor de potencia entre fases debe ser muy similar. Se recomienda tener cuidado en los interruptores en SF6, porque en ocasiones estos, cuentan con capacitores de fase a tierra. Estos pueden estar instalados en el lado fuente o en el lado carga y pueden afectar los resultados de la prueba.

La mayoría de los interruptores de potencia cuentan con seis boquillas idénticas, tres del lado fuente y tres del lado carga. Cuando se aplica la prueba de factor de potencia al interruptor, se energiza y se mide en cada una de las boquillas con el interruptor en la posición abierto. Con el interruptor en posición de abierto se tiene una medición de las condiciones del aislamiento de las boquillas y del medio dieléctrico que éstas contengan.

7.4 MEDICIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Y CAPACITANCIA A BOQUILLAS

Además de las mediciones anteriores, se realizan otras tres mediciones con el interruptor en posición de cerrado, aplicando la tensión de forma simultánea a las dos boquillas de la misma fase, es decir, la boquilla del lado fuente y la boquilla del lado carga. Con estas mediciones se obtiene información del estado del medio aislante entre fases o cámaras, los aislamientos de sujeción de las cámaras y de la barra de actuación.

La función principal de una boquilla es proporcionar el nivel de aislamiento adecuado para que un conductor energizado con alto potencial pase a través de una pared que comúnmente está conectada al potencial de tierra.

Básicamente, cualquier boquilla para aplicación en interruptores de media tensión está conformada por un conductor central envuelto por una estructura de porcelana que contiene aceite aislante o gas SF6. Las

CFE/CTT

7-9


boquillas se agrupan en dos categorías: boquillas no capacitivas y boquillas capacitivas graduadas.

Las boquillas no capacitivas son las más simples y consisten en un conductor rodeado de un cilindro de material aislante ya sea porcelana, vidrio, resina o papel, como se muestra en la Fig. 7.6. El espesor radial a está determinado por el esfuerzo eléctrico del aislamiento, y el espacio axial b por el medio circundante.

10096

v

0

50

t100

96

v 50

0

t

Fig. 7.7 Distribución del esfuerzo eléctrico en una boquilla no capacitiva. Como se muestra en la Fig. 7.7 la distribución

del esfuerzo eléctrico, en una boquilla no capacitiva, no es lineal a través del aislamiento o a lo largo de su superficie. La concentración de esfuerzos eléctricos en el aislamiento, puede dar lugar a la aparición de descargas parciales y a la disminución de la vida de servicio, los esfuerzos eléctricos axiales altos pueden dar origen a arrastres (tracking) y flameos.

En la fabricación de este tipo de boquillas, el papel es enrollado sobre un tubo central. Para formar la capacitancia entre el tubo y la brida de montaje, se intercalan capas conductoras. El diámetro y la longitud de cada capa se diseña para formar capacitancias parciales que ayuden a obtener una distribución uniforme de esfuerzos eléctricos como se muestra en la Fig. 7.9.

Tanque a tierrab

aConductor

Aislante de la boquilla

Capas capacitivas

Fig. 7.6 Boquilla no capacitiva.

Fig. 7.8 Boquilla capacitiva.

Para tensiones nominales superiores a 52 kV, se usan generalmente boquillas con graduación capacitiva, como la mostrada en la Fig. 7.8. El material aislante de este tipo de boquillas es comúnmente papel impregnado de aceite.

CFE/CTT

7-10


Fig. 7.9 Distribución del esfuerzo eléctrico en una boquilla no capacitiva y en una boquilla capacitiva.

La evaluación de la condición de las boquillas se realiza mediante diferentes mediciones, realizadas principalmente fuera de línea. Entre las mediciones más comunes fuera de línea, están las mediciones de capacitancia y del factor de potencia. Éstas mediciones se realizan empleando un puente de Schering de alta tensión o un equipo similar. En la Fig. 7.10 se muestra un puente de Schering conectado a una boquilla de alta tensión.

Fig. 7.10 Medición de capacitancia y ángulo de pérdidas en boquillas.

25%

0%

0%

50%

25% 50% 75%

(b) Capacitiva

75%

(a) No capacitiva

100%

D

RC

TANQUE

CAPACITOR ESTANDAR

C

BOQUILLABAJO PRUEBACX

K

43

4R

ALTA TENSIÓN

Collar caliente.- Este método consiste en aplicar uno o más collares alrededor de la boquilla por debajo de los faldones de ésta, aterrizando el conductor central de la boquilla y aplicar la tensión de prueba entre el collar o collares y tierra. Existen varios métodos de prueba para la

evaluación de las condiciones del aislamiento de las boquillas, entre los más usuales se tiene:

Collar frío.- Este método consiste en colocar un collar en uno de los faldones de la boquilla, aterrizando el collar y aplicar la tensión de prueba por el conductor central de la boquilla. • Collar caliente.

UST.- Este método es una variación del método de collar caliente, con la ventaja que éste elimina las pérdidas superficiales de la parte inferior del collar a la brida inferior de la boquilla.

• Collar frío.

• Método UST.

• Método UST para boquillas con Tap capacitivo.

UST para boquillas con tap capacitivo.- Este método sólo se puede aplicar a boquillas con tap capacitivo y que se encuentran aisladas de tierra. En este método la medición se realiza

CFE/CTT

7-11


7.4.1 Medición de descargas parciales entre el conductor central de la boquilla energizado con la tensión de prueba, y el tap capacitivo.

La medición del factor de potencia a boquillas indica la condición de su aislamiento principal. Cuando se aplica uno de los métodos anteriores, los valores obtenidos son independientes del aislamiento de la parte interna del interruptor. En esta prueba se mide la carga que representa el equipo bajo prueba en MVA y las pérdidas del dieléctrico en mW (miliWatts).

Como guía para boquillas que no son del tipo capacitivo y cuando se aplica el método de collar caliente, la magnitud de las pérdidas dieléctricas debe ser menor o igual a 6.0 miliwatts a una tensión de prueba de 2,5 kV.

Las descargas parciales son la mayor causa de fallas en boquillas y ocurren generalmente por la presencia de burbujas, cavidades e imperfecciones en el aislamiento. En boquillas impregnadas en aceite, las descargas parciales son particularmente dañinas, por lo que se ha establecido un nivel máximo de 10 pC a una tensión de 1.5Vn/√3. En general las boquillas impregnadas en aceite deben de estar libres de descargas parciales. Se han desarrollado equipos de detección de descargas parciales para mejorar la sensibilidad de la medición, ya que para boquillas el nivel de detección es muy pequeño. La mayoría de estos equipos miden la corriente del tap capacitivo de la boquilla y la presentan en un osciloscopio en forma de elipse o senoide. Las descargas parciales aparecen en forma de pulsos. La magnitud de éstas puede ser medida mediante la comparación con un pulso de calibración. La interpretación de las mediciones depende de la posición del pulso de descarga en la elipse, permitiendo identificar diferentes tipos de fallas.

Para boquillas con tap capacitivo, los valores de la carga obtenidos en MVA se deben convertir a µF (microfarads) para obtener la capacitancia de la boquilla. Estos valores se comparan con los datos de placa o con los datos que proporciona el fabricante. Se permite una variación máxima de 2% con respecto al valor proporcionado por el fabricante.

La medición de descargas parciales es una prueba de alta sensibilidad para detectar degradación o defectos de fabricación en los sistemas aislantes de boquillas y equipos de alta tensión. Un incremento en la tangente delta medido

particularmente a una tensión menor que la de servicio, podría significar una degradación debida principalmente a un incremento en las pérdidas dieléctricas o a la presencia de descargas parciales en la boquilla. La medición de descargas parciales se presenta en el siguiente inciso.

El equipo de medición de descargas parciales consiste básicamente de:

a) Medidor de descargas parciales.

b) Impedancia de medición.

c) Capacitor de acoplamiento.

d) Divisor de tensión.

e) Fuente de alta tensión.

CFE/CTT

7-12


Para efectuar la medición de descargas parciales en boquillas, se requiere determinar la tensión máxima que se debe aplicar. Este valor debe ser determinado de acuerdo con la norma correspondiente al objeto bajo prueba.

El circuito para la medición de descargas parciales depende del detector de descargas a utilizar. En las Figs. 7.11 y 7.12 se muestran dos circuitos de medición de descargas parciales. Sin embargo, todos los circuitos consisten de al menos:

a) El objeto bajo prueba Cx, al que se le mide el nivel de descargas parciales.

Zm

Ck

CxU

Detector

Fig. 7.11 Circuito para la medición de descargas parciales, con la impedancia de medición conectada en serie con el capacitor de acoplamiento o patrón. b) Un capacitor de acoplamiento Ck.

Transfiere la carga en el circuito para mantener la tensión en el objeto de prueba Cx. Debe estar libre de descargas a la tensión de prueba y su capacitancia debe ser similar a la de Cx.

c) Una impedancia de medición Zm, conectada al equipo de medición. Los pulsos de corriente se convierten en señales de tensión a través de la impedancia de medición y posteriormente son enviados a un detector de descargas para su cuantificación. La impedancia de medición puede ser un circuito RC o RLC.

Se debe garantizar que el circuito de medición se encuentre libre de descargas parciales hasta la tensión máxima de prueba y eliminar o discriminar las posibles fuentes de interferencia. Es importante verificar que el objeto bajo prueba esté libre de polvo o de algún otro elemento ionizable que pueda causar problemas durante la medición.

Zm

Cx

Detector

Ck

U

Fig. 7.12 Circuito para la medición de descargas parciales, con la impedancia de medición conectada en serie con el objeto bajo prueba.

Antes de realizar la medición de descargas parciales, el circuito de prueba se calibra introduciendo un pulso conocido. La magnitud del pulso de calibración depende del nivel de ruido existente en la prueba y del

CFE/CTT

7-13


Tabla 7.1 Fallas típicas que se presentan en boquillas con papel impregnado en aceite.

nivel de descargas parciales máximo aceptable en el objeto bajo prueba.

Gases clave generados

Ejemplos típicos

Falla característica

H2, CH4 Descargas en cavidades que resultan de una mala impregnación o por humedad alta

Descargas parciales

C2H4, C2H2 Arqueo continuo en aceite debido a falsos contactos en conductores a diferente potencial

Descarga de alta energía

H2, C2H2 Arqueo intermitente debido a partes flotadas o transitorios

Descarga de baja energía

C2H4, C2H6 Calentamiento de un conductor inmerso en aceite

Falla térmica en el aceite (calentamiento)

CO, CO2 Calentamiento de un conductor en contacto con papel o calentamiento debido a pérdidas dieléctricas

Falla térmica en papel (calentamiento)

La sensibilidad del circuito de prueba depende del nivel de descargas parciales máximo aceptable en el objeto bajo prueba, indicado en la norma correspondiente.

La prueba se inicia aplicando gradualmente la tensión hasta que aparezcan las descargas parciales sin exceder la tensión máxima de prueba.

Uno de los parámetros importantes a determinarse es la tensión de inicio de las descargas (VID).

Después de haber obtenido el VID, se debe incrementar gradualmente la tensión de prueba hasta llegar a la tensión máxima.

Una vez alcanzada la tensión máxima de prueba, se debe reducir gradualmente la tensión aplicada hasta la tensión en que se extinguen las descargas (VED).

7.4.2 Gases disueltos en boquillas con papel impregnado

En boquillas con papel impregnado en aceite, se puede utilizar la técnica de gases disueltos para la evaluación de las condiciones del sistema aislante aceite/papel de la boquilla. La norma IEC 61464-1998 presenta información específica del análisis de gases disueltos en boquillas de papel impregnado de aceite. Esta información fue recabada por expertos en boquillas basándose en información obtenida de boquillas en operación. En las Tabla 7.1 se muestran los gases clave y las fallas características que generan, en la Tabla 7.2 se muestran las concentraciones normales de estos gases.

Tabla 7.2 Concentraciones normales de gases disueltos en el aceite en boquillas con papel impregnado en aceite. Tipo de gas Concentración en µl gas/l

aceite Hidrógeno (H2) 140 Metano (CH4) 40 Etileno (C2H4) 30 Etano (C2H6) 70 Acetileno (C2H2) 2 Monóxido de carbono (CO)

1000

Bióxido de carbono (CO2) 3400

CFE/CTT

7-14


7.5 PRUEBAS AL ACEITE AISLANTE • Rigidez dieléctrica.

Los aceites aislantes son producto de la destilación del petróleo crudo y deben reunir ciertas características físicas especiales como son: viscosidad, temperatura de escurrimiento etc., y propiedades eléctricas que sean idóneas para su utilización adecuada en los diversos equipos eléctricos de alta tensión.

• Factor de potencia.

• Resistividad.

• Tensión interfacial.

• Acidez.

Existen fundamentalmente dos tipos básicos de crudo para la obtención de aceite aislante, los de base nafténica y los de base parafínica. Debido a que el aceite aislante es una mezcla de hidrocarburos, se le llama de base parafínica cuando contiene más de un 50% de hidrocarburos parafínicos.

Rigidez dieléctrica

La rigidez dieléctrica es la tensión en la que se presenta la ruptura dieléctrica entre dos electrodos inmersos en aceite bajo determinadas condiciones. La determinación del valor de la rigidez dieléctrica de un aceite aislante tiene importancia como una medida de su capacidad para soportar esfuerzos eléctricos sin fallar. También sirve para detectar la presencia de agentes contaminantes, tales como agua, suciedad y partículas conductoras en el aceite, una o más de las cuales pueden estar presentes cuando se encuentran valores bajos de rigidez durante una prueba. Sin embargo, un valor alto de rigidez dieléctrica no indica la ausencia de contaminantes.

Los tres grupos principales de compuestos que forman un aceite aislante son los parafínicos, los nafténicos y los aromáticos, variando el porcentaje de cada uno de ellos, dependiendo del crudo básico y del proceso de refinación.

El aceite dentro de los equipos eléctricos cumple con varias funciones principales: como medio aislante y refrigerante (disipación de calor) en el caso de transformadores y como medio de extinción del arco en los interruptores de potencia, durante la apertura de corrientes de carga y falla.

Para la realización de la prueba de rigidez dieléctrica, se puede usar cualquier probador de rigidez dieléctrica, siempre y cuando sus componentes fundamentales (el transformador, equipo de interrupción, vóltmetro, electrodos y copa de prueba) cumplan con lo establecido en la norma ASTM D-877. De los equipos que cumplen con esta norma se prefiere a los equipos operados con motor, principalmente cuando el aceite que se va a probar corresponde a equipo de alta tensión (de 230 kV en adelante). En la Fig. 7.13 se muestra un diagrama esquemático del equipo.

7.5.1 Pruebas de rutina a aceites aislantes

La CFE cuenta con el “Procedimiento de pruebas de campo de aceites aislantes”, identificado como SGP-A009-S contenido en el Manual de Transformadores de Potencia Tomo 2. En este procedimiento se describen las pruebas más comunes efectuadas a los aceites aislantes y son las siguientes:

CFE/CTT

7-15


Los aparatos de uso más general utilizados hasta el momento son los de la compañía Doble en sus diferentes tipos y modelos. Estos equipos traen, como accesorios, una celda especial que es esencialmente un capacitor, en el que el aceite es el dieléctrico. En la Fig. 7.14 se muestra esquemáticamente este tipo de celda.

Al realizar esta prueba se debe tener cuidado en la separación de los electrodos, en su limpieza y en la forma de realizar el muestreo del aceite. Se debe realizar la prueba a la temperatura ambiente pero en ningún caso debe ser menor de 25 ºC, ya que a temperaturas menores los resultados son muy variables. También se debe tener cuidado de que transcurran por lo menos tres minutos entre el llenado de la copa y la aplicación de tensión. Este tiempo debe transcurrir para permitir que las burbujas atrapadas en el aceite escapen. Sin embargo, este intervalo de tiempo no debe ser mayor a 5 minutos, ya que se corre el riesgo de absorción de humedad del ambiente. La aplicación de la tensión entre una ruptura y otra debe ser de un minuto. El valor mínimo aceptable para la ruptura del aceite es de 26 kV.

En esta prueba debe tomarse la temperatura del aceite alojado en la celda de prueba, con el objeto de poder relacionar el valor del factor de potencia obtenido a la temperatura base de 25 °C.

Normalmente un aceite nuevo, seco y desgasificado alcanza valores de factor de potencia de 0.05% relacionado a una temperatura base de 25 °C. Un factor de potencia alto indica deterioro por contaminación con humedad, carbón o materiales conductores, etc. Cuando hay presencia de carbón en el aceite, éste causa decoloración. La presencia del carbón en el aceite no necesariamente es causa de un incremento del factor de potencia, a menos que también haya presencia de humedad. Un aceite con un valor de factor de potencia de 0.5% a 25 °C, generalmente se considera satisfactorio para operación.

Factor de potencia

La prueba de factor de potencia se aplica a aceites aislantes nuevos y en servicio. Específicamente, esta prueba es la medición de la potencia disipada por el aceite en forma de calor, es decir, sus pérdidas. Esta prueba es muy sensible, ya que es capaz de detectar degradación o contaminación mediante cambios pequeños en el factor de potencia del aceite.

Un aceite con un valor de factor de potencia entre 0.5 y 2% a 25 °C debe ser considerado como riesgoso y debe ser investigado, en todo caso regenerado o reemplazado. El factor de potencia de un aceite es la

relación que existe entre la potencia disipada en Watts en el aceite y el producto de la tensión efectiva y la corriente, expresado en volt-amperes.

Esto es numéricamente equivalente al coseno del ángulo de fase (θ) o al seno del ángulo de pérdidas (δ), como se ve en la Fig. 7.5. Es una cantidad adimensional, normalmente expresada en porcentaje.

CFE/CTT

7-16


VOLTMETRO

H

kV

U

R VARIAC

COPA DEG

T

K

TRANS. ALTA TENSIÓN

PRUEBA

Fig. 7.13 Esquema del equipo probador de rigidez dieléctrica.

CFE/CTT

7-17


Fig. 7.14 Conexión de prueba de factor de potencia en aceites aislantes utilizando la copa de la marca Doble.

CELDA

LINEA

GUARDA

LGT

MEGGER

TERMINAL DE TIERRACELDA DE PRUEBA PARA

ACEITE AISLANTE

TERMINAL DE ALTATENSIÓN

TERMINAL DE GUARDA

Fig. 7.15 Conexiones de prueba de resistividad de aceite aislante utilizando un Megger y copa Biddle.

Resistividad Tensión interfacial por el método de la gota de agua

La resistividad de un aceite es la medida de sus propiedades aislantes eléctricas. Una resistividad alta refleja un contenido bajo de iones libres y de partículas.

La tensión interfacial es la fuerza de atracción entre diferentes moléculas en una interface y se expresa en dinas/cm.

Para esta prueba se ha generalizado el uso de una celda de prueba marca Biddle en combinación con un Megger motorizado con rango hasta de 50,000 MΩ, aplicándole a la celda 2,5 kV. En la Fig. 7.15 se muestra la conexión de prueba de resistividad de aceite aislante utilizando un Megger y una copa Biddle. Un valor de 50MΩcm como mínimo se considera como satisfactorio para aceites en servicio. Valores menores se consideran como inadecuados por la cantidad de sustancias iónicas contenidas en el aceite.

La medición de la tensión interfacial detecta pequeñas concentraciones de contaminantes polares solubles y otros productos de oxidación.

Bajo ciertas condiciones, cuando la tensión interfacial está por abajo de cierto valor, puede ser indicativo de la precipitación de lodos.

En este método se hace uso de una bureta micrométrica, un recipiente como un cristalizador para contener la muestra y un soporte para fijar la bureta y para sostener el

CFE/CTT

7-18


recipiente que contiene la muestra, como se ve en la Fig. 7.16.

Para aceites nuevos o regenerados se debe de tener como mínimo 40 dinas/cm. Para aceites en condiciones adecuadas de operación se debe obtener como mínimo 20 dinas/cm. A valores menores a 20 dinas/cm se considera que el aceite está degradado y con posibilidad de contener lodos.

Determinación aproximada de la acidez

La determinación de la acidez en aceites usados y su comparación contra valores de aceites nuevos o regenerados es útil como una indicación de cambios químicos en el propio aceite o bien en sus aditivos, como consecuencia de la reacción con otros materiales o substancias con las que ha estado en contacto. El incremento del valor de la acidez puede utilizarse como guía para determinar cuándo se debe cambiar o regenerar un aceite aislante y prevenir una mayor descomposición y posiblemente la formación de lodos.

7.5.2 Pruebas normalizadas

En la normativa mexicana, la norma NMX-J-123-2001-ANCE, se indican 20 pruebas físico-químicas al aceite aislante. Algunas de estas pruebas son muy sencillas y pueden realizarse en campo, otras requieren de equipo de laboratorio como un cromatógrafo. En los párrafos siguientes se describe muy brevemente cada prueba y su utilidad.

Apariencia visual

Mediante el uso de este método puede estimarse la apariencia y la condición de una muestra de aceite durante una inspección de campo, con la finalidad de apoyar la decisión

de enviar o no la muestra a un laboratorio para una evaluación completa. Puede detectarse turbidez, productos de corrosión metálica u otros materiales suspendidos indeseables, así como cambios de color fuera de lo común.

Determinación del color

La determinación del color de los productos derivados del petróleo es utilizada principalmente como propósito de control del fabricante. Cuando se conoce el valor de color de un producto en particular, una variación en el intervalo establecido indica una posible contaminación con otro producto. El color no es un parámetro exacto para determinar la calidad del aceite.

Determinación de la densidad relativa

La determinación exacta de la densidad relativa es importante, ya que con ésta se pueden convertir los volúmenes a masa.

Determinación de la temperatura de escurrimiento

El método consiste en calentar el aceite y luego enfriarlo a una velocidad específica, examinando sus características de flujo durante el enfriamiento a intervalos de 3º C. La temperatura más baja, en la que aún se observa movimiento de aceite, se considera como la temperatura de escurrimiento.

Determinación de la temperatura de inflamación.

La temperatura de inflamación es la temperatura mínima corregida a una presión barométrica de 101.3 kPa, en la que, al aplicar una flama, provoca que los vapores de la muestra se inflamen bajo condiciones de prueba preestablecidas.

CFE/CTT

7-19


SOPORTE AJUSTABLE

MICROBURETA LLENA DE AGUA DESTILADA

DEPÓSITO PARA LA MUESTRA DE ACEITE

Fig. 7.16 Medidor de tensión interfacial de aceites aislantes.

CFE/CTT

7-20


Determinación de la tensión interfacial

La tensión interfacial es una indicación confiable de la presencia de compuestos hidrofílicos. Estos compuestos son considerados como un indicador de productos de oxidación.

Determinación de la temperatura de anilina

La temperatura de anilina es útil para el análisis de mezclas de hidrocarburos. Los hidrocarburos aromáticos exhiben los valores más bajos y las parafinas los más altos. Las cicloparafinas y las olefinas presentan valores que caen entre los aromáticos y las parafinas. Para hidrocarburos similares, la temperatura de anilina se incrementa con el aumento del peso molecular. La temperatura de anilina se utiliza en comparación con otras propiedades físicas en métodos de correlación en el análisis de hidrocarburos. También se utiliza a menudo para proporcionar una estimación del contenido de hidrocarburos aromáticos. Adicionalmente, indica la solvencia del aceite hacia los materiales que se encuentran en contacto con él. Puede relacionarse con las características de impulso y gasificación del aceite.

Determinación de la viscosidad cinemática

La determinación de la viscosidad cinemática es la medida de la resistencia de un líquido a fluir bajo la gravedad. La viscosidad cinemática se obtiene multiplicando el tiempo que tarda el líquido en fluir a través de un viscosímetro capilar de vidrio por la constante de calibración del viscosímetro.

La viscosidad está relacionada con la transferencia de calor y consecuentemente con el incremento de temperatura de los equipos. A bajas temperaturas la viscosidad se

incrementa y afecta la velocidad del movimiento de componentes de equipos; como los contactos de interruptores, mecanismos de cambio de relación de transformación de los transformadores, bombas y reguladores. La viscosidad controla las condiciones de procesamiento, como la deshidratación, desgasificación y filtración. Las viscosidades altas pueden afectar adversamente el funcionamiento de equipos en climas fríos.

Determinación del azufre corrosivo

La determinación del azufre corrosivo es importante, porque en la mayoría de los usos, el aceite dieléctrico está en continuo contacto con metales sujetos a corrosión por la presencia de compuestos de azufre corrosivo. El grado de corrosión de los metales depende de la cantidad y tipo de agente corrosivo y de los factores tiempo y temperatura. La detección de estas impurezas no deseadas, es un medio para reconocer el riesgo involucrado.

Determinación del azufre total

En aceites dieléctricos el contenido de azufre debe ser mínimo, ya que el azufre elemental y los compuestos de azufre pueden ser corrosivos para los componentes del transformador a base de cobre.

Determinación de los carbonos aromáticos

El principal propósito de esta prueba es determinar la composición y tipos de carbonos en el aceite. Así se conoce la composición de un aceite en términos de porcentaje de carbonos aromáticos, de carbonos nafténicos y de carbonos parafínicos. Una segunda aplicación es conocer la naturaleza química de un aceite.

CFE/CTT

7-21


Determinación cuantitativa de inhibidores También es posible observar el efecto de los procesos de refinación como: extracción con solventes y tratamiento ácido entre otros, en la composición de un aceite. Tiene una aplicación secundaria para relacionar la naturaleza química del aceite a otros fenómenos que, como se ha demostrado, tienen relación con la composición del mismo.

La prueba consiste en la determinación de los inhibidores de oxidación añadidos a los aceites minerales aislantes, que retardan la formación de lodo y acidez bajo condiciones oxidativas. Es importante conocer si el inhibidor de oxidación añadido al aceite y su cantidad, resulta adecuado para cumplir con la especificación del aceite.

Determinación de cloruros y sulfatos

Determinación de la estabilidad a la oxidación

La presencia de cloruros y sulfatos inorgánicos en aceites aislantes eléctricos en contacto con superficies metálicas en equipos eléctricos, puede resultar en corrosión de los componentes del transformador. El deterioro de la superficie del metal, depende de la cantidad de agentes corrosivos y del medio ambiente de operación. Aunque no es cuantitativo, este método es un medio para reconocer el potencial de este riesgo.

La prueba de estabilidad a la oxidación de aceites minerales dieléctricos, es un método para evaluar la cantidad de lodos, carbón y productos ácidos formados en el aceite cuando se prueba bajo condiciones establecidas. Se requiere de buena estabilidad a la oxidación en el aceite para maximizar la vida de servicio, minimizando la formación de lodos, carbón y ácidos, abatiendo la conducción eléctrica, asegurando la transferencia de calor aceptable e incrementando la vida del sistema. Esta prueba es de utilidad para verificar la consistencia de la estabilidad a la oxidación en la producción de aceites.

Determinación del contenido de agua Método Karl Fisher

La determinación del contenido de agua en aceites aislantes es necesaria, ya que un bajo contenido de agua permite una fuerza eléctrica adecuada, maximiza la vida del aceite y minimiza la corrosión de los metales. En cambio un alto contenido de agua, puede ocasionar que un fluido aislante no sea el adecuado para este tipo de servicio y afecta a algunas propiedades eléctricas como es, entre otras, la rigidez dieléctrica. Este tipo de prueba es adecuada para usarse en especificaciones, en control de procesos y también sirve para la evaluación de la condición de los líquidos dieléctricos en servicio.

Determinación del número de neutralización

En aceite mineral aislante, un número de neutralización bajo, ayuda a minimizar la conducción eléctrica y corrosión de los metales, por lo contrario un número alto indica contaminación y oxidación.

Contenido de bifenilos policlorados (BPC)

Por medio de cromatografia de gases, se identifica y determina cuantitativamente el contenido de bifenilos policlorados (BPC) en líquidos aislantes. Los bifenilos policlorados son actualmente una sustancia prohibida para

CFE/CTT

7-22


su uso en equipos eléctricos por ser cancerígena.

Determinación del factor de potencia y la constante dieléctrica

El factor de potencia es una medida de las pérdidas dieléctricas en un aceite, y por lo tanto, de la cantidad de energía disipada como calor. Un bajo valor de factor de potencia indica bajas pérdidas dieléctricas y un bajo nivel de contaminantes iónicos polares solubles o coloidales. Esta característica se usa como un medio de control de calidad y una indicación de cambios en el aceite en servicio por el resultado de la contaminación o el deterioro del mismo.

Determinación de la tensión de ruptura dieléctrica

La tensión de ruptura dieléctrica de un líquido aislante, a frecuencias de potencia comercial, es importante como una medida de la habilidad de los líquidos para soportar esfuerzos eléctricos. Esta es la tensión eléctrica en la que ocurre la ruptura entre dos electrodos en condiciones de prueba preestablecidas. También sirve para indicar la presencia de agentes contaminantes como: agua, lodo, carbón y partículas conductoras en el aceite, los cuales uno a uno pueden estar presentes cuando se encuentra un bajo valor de tensión de ruptura dieléctrica. Sin embargo, una tensión eléctrica o tensión de ruptura alta, no indica la ausencia de todos los contaminantes.

Determinación de la tendencia a la gasificación–Método Pirelli modificado

Con este método se mide la tendencia de los aceites aislantes a absorber o desprender gases bajo condiciones de tensión eléctrica e

ionización en presencia de hidrógeno, que es el gas principal en las descargas tipo corona. Las moléculas de aromáticos presentes en el aceite mineral son las que actúan en las relaciones de absorción de gas.

7.6 PRUEBAS FÍSICO-QUÍMICAS AL SF6

Una de las partes que determinan la vida útil de los interruptores en SF6 es su medio aislante e interruptivo, además de sus aislamientos sólidos. Debido a esto, es muy importante evaluar la degradación del gas SF6 respecto al tiempo y a sus condiciones de trabajo para determinar la regeneración o sustitución antes de que dañe al equipo de interrupción.

Las pruebas para controlar la calidad del SF6 en servicio se realizan con la finalidad de detectar principalmente la presencia de humedad, ácidos, aire y productos de descomposición, que pueden tener efectos adversos en el equipo de interrupción. Para esto, se requiere considerar que en el SF6 nuevo se encuentran presentes algunas impurezas como resultado del proceso de fabricación. También se requiere considerar que en operación se forman otras impurezas debido a la interacción del SF6 con las descargas eléctricas.

En la actualidad no existen límites máximos aceptables de impurezas en el SF6 en servicio, ya que su formación depende del diseño y localización del equipo: distancias de flameo y de fuga, existencia de arcos dentro del equipo, naturaleza de los materiales que están en contacto con el gas, filtros, imperfecciones en la fabricación, etc. Sin embargo, la experiencia nos dará los límites promedio máximos aceptables para decidir en un

CFE/CTT

7-23


momento dado, si es necesario regenerar o reemplazar el gas SF6.

Desde el punto de vista de investigación existen muchas pruebas que podrían realizarse para el control del SF6 en servicio, pero esto por lo general no es práctico.

Con respecto a la frecuencia de realización de las pruebas para el control de calidad del gas SF6 en servicio, se recomienda utilizar el siguiente criterio:

• Cada tres meses durante el primer año de servicio.

• Cada seis meses durante el segundo año de servicio.

• Posteriormente deben realizarse anualmente.

Las pruebas que se consideran adecuadas para evaluar las características del SF6 en servicio son:

• Punto de rocío.

• Rigidez dieléctrica.

• Acidez.

• Contenido de oxígeno.

• Fluoruros hidrolizables.

• Subproductos de descomposición.

7.6.1 Punto de rocío

En general, la mayor cantidad de material condensable en SF6 nuevo es agua. Para verificar el contenido de agua en el SF6

existen varios métodos, entre los que están: el método de gravimetría, el método electrolítico y el método temperatura de condensación o de punto de rocío.

Para el conocimiento rutinario del contenido de agua es conveniente usar las técnicas; electrolíticas o de punto de rocío. Estas pruebas se pueden realizar rápidamente en una muestra de gas.

La técnica de punto de rocío consiste en hacer pasar una muestra de gas a través de una celda cerrada, que es expuesta a una superficie enfriada artificialmente (usando generalmente CO2) y de forma controlada. Cuando la temperatura de la superficie es lo suficientemente baja, se condensan en la superficie impurezas en el gas, como agua o agua más otras sustancias, formando una brisa, un rocío visible o una escarcha cristalina. La temperatura de la superficie a la cual esta condensación permanece estable, es decir, ni crece ni disminuye con el tiempo, es el punto de rocío del gas.

Aunque no existe un valor límite deL contenido de humedad en un equipo eléctrico en operación, se recomienda mantener el contenido de humedad debajo de 300 ppm de agua por volumen a una presión de 1 atmósfera (1.033 kgcm-2), lo que equivale a un punto de rocío de –25 ºC.

7.6.2 Rigidez dieléctrica del SF6

La resistencia dieléctrica puede ser medida utilizando una celda equipada con una distancia disruptiva que se alimenta de un generador de alta tensión.

CFE/CTT

7-24


7.6.3 Acidez

La acidez en el gas SF6 es la concentración de ácidos permanentes en partes por millón (ppm) por peso y calculada como ácido fluorhídrico (HF).

Cuando el gas SF6 se degrada en presencia de descargas eléctricas, humedad u otros materiales, se forman ácidos, que afectan a los materiales que constituyen el equipo eléctrico.

Es necesario realizar esta prueba, no obstante que no existe un valor normalizado para SF6 en servicio.

7.6.4 Contenido de oxígeno

El contenido de oxígeno debe mantenerse en niveles bajos para evitar la recombinación de los productos de descomposición y en esta forma evitar la corrosión de las partes metálicas del interruptor. El oxígeno puede introducirse accidentalmente durante el proceso de llenado al equipo eléctrico o por procedimientos inadecuados de mantenimiento. De ahí la importancia de esta prueba. En la actualidad no existe un valor normalizado sobre el límite máximo aceptable para que el equipo continúe en servicio sin que sufra daños.

7.6.5 Fluoruro hidrolizable

La cantidad de fluoruros hidrolizables en el gas SF6 se expresa en partes por millón (ppm) por peso de ácido fluorhídrico (HF).

Estos fluoruros se forman durante el proceso de descomposición del gas SF6. No existe un valor normalizado, por lo que se requiere

utilizar la experiencia para definir valores estadísticos y así obtener criterios adecuados.

7.6.6 Subproductos de descomposición

Cuando un arco eléctrico ocurre en un interruptor de SF6 debido a una falla ó a una operación normal, se generan simultáneamente diferentes productos de descomposición del SF6. Algunos de estos productos son químicamente estables y otros son inestables.

La generación de humedad y de productos de descomposición del SF6 dentro de interruptores en servicio puede ser reducida a niveles aceptables por absorción. Materiales como: alúmina, cal-sosa, tamiz molecular o mezclas de ellas están disponibles para este propósito. Estos materiales absorben productos de la acidez gaseosa muy efectivamente y prácticamente de forma irreversible, que al mismo tiempo aseguran que el gas mantenga una baja temperatura de punto de condensación. En muchos equipos eléctricos, se usan filtros estáticos, pero en algunas circunstancias, tales como en los interruptores donde el arco eléctrico puede generar altas concentraciones de productos de descomposición, el gas puede ser circulado por un filtro a través de una bomba.

7.7 PRUEBA DE TIEMPOS DE OPERACIÓN

El mecanismo de operación es una parte esencial de los interruptores de potencia. El mecanismo debe estar en condiciones de operar en el momento de recibir una señal de apertura o cierre.

CFE/CTT

7-25


Una operación no adecuada del mecanismo de operación de los interruptores puede ocasionar daños físicos en el mismo interruptor y en otros equipos como transformadores, generadores, reactores, etc. En este caso, los costos de la reparación de los daños causados por este tipo de fallas es muy caro y puede tomar varios meses. Es por esto muy importante verificar en forma periódica la operación correcta del mecanismo de los interruptores. Esto se verifica con la prueba de tiempos de operación y simultaneidad de contactos.

• Inicio de separación de los contactos.

• Extinción del arco.

• Terminación de la carrera de los contactos.

En esta operación existen tiempos muy importantes que son:

• Retraso del disparo (Tripping delay). Este es el tiempo que transcurre desde que se inicia el corto circuito hasta que se energiza la bobina de disparo.

El objetivo de estas pruebas es analizar el desempeño del interruptor en función de los tiempos de operación, en sus diferentes formas de maniobra, así como la verificación del sincronismo de sus tres fases y de los contactos de una misma fase. Las comprobaciones deben efectuarse en forma periódica en todos los interruptores de potencia, de acuerdo con lo establecido en los manuales del fabricante y en el Manual de Mantenimiento de Subestaciones por sistemas de créditos. Cuando un interruptor no cumple con los tiempos especificados por el fabricante, debe sacarse de operación y someterlo a mantenimiento para tratar de recuperar sus tiempos de operación originales.

• Tiempo de apertura (Opening time). Este es el tiempo que transcurre desde que se energiza la bobina de disparo, hasta que se inicia la separación de los contactos.

• Tiempo de arqueo (Arcing time). Es el tiempo que transcurre desde que se presenta el arco eléctrico al separarse los contactos, hasta que se extingue.

• Tiempo de interrupción (Break time o interrupting time). Es el tiempo que transcurre desde la energización de la bobina de disparo, hasta la extinción del arco eléctrico.

• Tiempo de recierre (Reclosing time). Es el tiempo que transcurre desde que se energiza la bobina de disparo, hasta que los contactos hacen contacto nuevamente en la operación de recierre.

Para explicar el principio de esta prueba, primero entenderemos los sucesos en un interruptor al presentarse una falla, analizando la Fig. 7.17, en la que se representan los eventos en el interruptor, durante la interrupción de una falla de cortocircuito. En esta figura la línea horizontal central indica el transcurso del tiempo. Las acciones se suceden en el orden siguiente:

• Tiempo de división de los contactos (Contact parting time). Es el tiempo que transcurre desde que se presenta la falla, hasta que se inicia la apertura de los contactos. • Inicio del cortocircuito.

• Tiempo de eliminación de la falla (Clearing time). Es el tiempo que

• Energización de la bobina de disparo.

CFE/CTT

7-26


Operación de cierre transcurre desde que se inicia la falla, hasta que se extingue el arco eléctrico.

Cada una de las operaciones, apertura y cierre, tiene distintas características. Estas características de describen en los párrafos siguientes. También, se describe la importancia de la simultaneidad en la operación de los contactos.

Durante la operación de cierre y conforme los contactos se aproximan, se alcanza un punto en el cual la separación es igual a la distancia mínima de ruptura iniciándose un arco eléctrico. Conforme la distancia entre contactos disminuye, el arco eléctrico se acorta hasta extinguirse, en el momento que los contactos se cierran. De acuerdo con lo anterior, el arco eléctrico ocurre, tanto en la apertura, como en el cierre de los contactos. Debido a lo anterior, se requiere que la operación de cierre, también sea rápida.

Operación de apertura

La operación de apertura de un interruptor se compone de dos características; la velocidad de apertura y la distancia total de recorrido del contacto móvil.

En condiciones sin carga la velocidad de cierre del interruptor es constante como se muestra en la Fig. 7.19.

La velocidad de apertura está determinada por la rapidez con que se inicia la separación de los contactos. Esto para minimizar la erosión de los contactos por el arco eléctrico y para controlar la duración total de la falla.

Simultaneidad de los contactos

Si los contactos de un interruptor no abren o cierran simultáneamente cuando ocurre una operación de apertura o cierre, la carga sigue demandando la misma potencia al sistema eléctrico, aunque sea en una fase. Esto hace que en la fase más lenta se presente un arco eléctrico muy fuerte que degrada los contactos. Debido a esto, es importante que las operaciones de las fases de un interruptor ocurran simultáneamente.

La distancia total de recorrido de contactos no es la distancia necesaria para interrumpir la corriente, sino que es el espacio necesario para que el dieléctrico pueda soportar los esfuerzos eléctricos que se presentan durante el proceso de interrupción.

En condiciones sin carga, la velocidad de apertura del interruptor es constante como se muestra en la Fig. 7.18. Para interruptores en vacío, la velocidad de apertura está en el rango de 1 a 2 ms-1. Para interruptores en SF6 la velocidad de apertura está en el rango de 3 a 6 ms-1.

La simultaneidad adquiere mayor importancia en el caso de interruptores multicámara, con mecanismos de operación independientes por fase, con o sin resistencias de preinserción, debido a que es más probable la pérdida de simultaneidad en la operación entre fases o entre los contactos de una misma fase.

CFE/CTT

7-27


Cortocircuito

Energización de laInicio de la apertura

extinción del arco

Recierre de los

Tiempo

Retraso deldisparo

Tiempo de apertura

Tiempo de arqueo

Tiempo de interrupción

Tiempo de división de los contactos

Tiempo de eliminación de la falla

Fin de carrerade los contactos

contactos

bobina de disparode los contactos Instante de

Tiempo de recierre

Fig. 7.17 Sucesos en un interruptor al presentarse una falla de cortocircuito.

7.7.1 Pruebas normales

Las pruebas o mediciones para la apertura, cierre y simultaneidad de contactos, se indican en el procedimiento de prueba de sincronismo y tiempos de operación de interruptores SGP-A002-S, incluido en el Anexo 2. Estas mediciones se deben efectuar de preferencia a los valores nominales del interruptor, es decir, presiones de operación de sus cámaras, mecanismos y tensiones de control para cierre y apertura.

7.7.2 Valores de prueba

No existen valores normalizados para los tiempos de operación y de simultaneidad de contactos para todos los tipos de interruptores.

El criterio para determinar si los mecanismos de operación de un interruptor están en buenas condiciones, requiere tomar como referencia los tiempos proporcionados por el fabricante. El tiempo proporcionado por el fabricante está en función de las normas sobre las que fue fabricado el interruptor y sobre la especificación del pedido de compra. Sin embargo, existen valores generalizados para los tiempos de operación. En el procedimiento SGP-A002-S se indican los tiempos máximos para la operación de apertura, cierre y simultaneidad para interruptores de 123 a 400 kV.

CFE/CTT

7-28


En la Fig. 7.20 se presenta la forma en que se determina el tiempo de apertura y en la Fig. 7.21 se presenta la forma en que se determina el tiempo de cierre.

7.8 RESISTENCIA DE CONTACTOS

Los contactos eléctricos son elementos esenciales de los interruptores. Generalmente, un interruptor se compone de un contacto fijo y un contacto móvil, que al estar en posición de cerrado, permiten el flujo de la corriente a través del interruptor. La corriente debe fluir sin sobrecalentarlos, ya que esto puede soldar o degradar su superficie por oxidación.

La forma habitual en que opera un interruptor, abierto o cerrado, puede afectar la resistencia de contacto. Evidentemente, la resistencia de contactos varía por distintas causas, debido a que el interruptor permaneció cerrado por períodos largos o debido a operaciones frecuentes de apertura y cierre.

Los contactos que permanecen cerrados por largos períodos están sujetos a procesos de oxidación que incrementan su resistencia de contacto. En interruptores en SF6 la oxidación se presenta al reaccionar el gas con el material del contacto, formando una capa aislante que reduce el área de contacto e incrementa su resistencia.

Los contactos que operan frecuentemente son afectados por la erosión y por la temperatura del arco, además del desgaste y deslizamiento entre ellos.

La resistencia de los contactos se compone de la resistencia entre ambos contactos (conductores) y de la resistencia de la interfaz entre ellos. La resistencia de los conductores depende de la sección transversal, de la

longitud y de las propiedades físicas del material y varía con la temperatura. Por otro lado, la resistencia de la interfaz entre contactos depende y varía con el área efectiva de contacto y de la carga mecánica.

7.8.1 Resistencia de contacto y temperatura del contacto

En un arreglo de contactos fijo-móvil de un interruptor, los puntos de contacto entre sus superficies (interfaz), a través de los que fluye la corriente eléctrica, son muy pequeños en relación con su superficie total.

La potencia térmica P desarrollada en el contacto, depende de la intensidad de corriente dada I, y de la resistencia de contacto RC. Por consiguiente, también depende de la caída de tensión V en el contacto.

CRIVIP 2==

A simple vista parece que la calidad de un sistema de contactos depende principalmente de la magnitud del área total de contacto. Sin embargo, los resultados de análisis físicos han demostrado que la calidad de un contacto no depende sólo de su superficie de contacto, sino primordialmente de la carga mecánica y de las propiedades del material con que están fabricados.

La medición de resistencia de contactos nos indica el estado que guardan los contactos. Para realizar esta prueba se emplea un óhmetro de baja resistencia o Ducter. Este equipo debe de tener una fuente de alta corriente de 100 A, con el propósito de obtener resultados confiables.

CFE/CTT

7-29


90 95

BOBINA DE DISPAROCORRIENTE DE LA

RECORRIDO DEL CONTACTO

SEPARACIÓN DE CONTACTOS

12

30.

5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85

Fig. 7.18 Velocidad de apertura.

SEPARACIÓN DE CONTACTOS

RECORRIDO DE CONTACTO

CORRIENTE DE LA BOBINA DE CIERRE

12

30.505101520253035404550556065707580859095

100

Fig. 7.19 Velocidad de cierre.

CFE/CTT

7-30


Fig. 7.20 Determinación del tiempo de apertura.

SE DESENERGIZA LA BOBINA DE DISPAROTIEMPO DE

SENTIDO DE RECORRIDO

SEÑAL DE APERTURA

INSTANTE MANDO DE APERTURA(SE ENERGIZA LA BOBINA DEDISPARO)

INSTANTE DE APERTURA

(SIMULTANEIDAD ENTRE FASES)

FASE C

FASE BFASE A

APERTURA

DEL PAPEL

REFERENCIA DE TIEMPO CONOCIDA

Fig. 7.21 Determinación del tiempo de cierre.

INSTANTE MANDO DE CIERRE

(SE ENERGIZA BOBINA DE CIERRE)

INSTANTE DE CIERRELAS FASES

FASE A

FASE B

FASE C

SEÑAL DE CIERRE

SENTIDO DE RECORRIDODEL PAPEL TIEMPO DE CIERRE

SE DESENERGIZA LABOBINA DE CIERRE

SIMULTANEIDAD ENTREFASES

REFERENCIA DE TIEMPO CONOCIDA

CFE/CTT

7-31


En la Fig. 7.22 se muestra el circuito eléctrico del Ducter. En este circuito se observa que la resistencia bajo prueba R está determinada por:

Donde; la tensión V se mide directamente en los bornes del equipo bajo prueba, eliminando de esta forma la resistencia (Rca) de los cables con que se aplica la corriente. La corriente I por su parte se mide directamente en la salida de la fuente.

Fig. 7.22 Circuito eléctrico simplificado de un Ducter.

La resistencia medida en pruebas de rutina de un interruptor, debe ser comparada con los valores obtenidos en las pruebas prototipo del interruptor o de otros interruptores del mismo modelo. El valor de prueba no deberá exceder en 20 %.

El procedimiento detallado para realizar esta medición se presenta en el Anexo 2 de este manual. En ese procedimiento, también se proporcionan valores típicos de resistencia de

contacto para las diferentes marcas y tipos de interruptores de potencia instalados en las subestaciones de la CFE.

IVR =

7.9 ANÁLISIS DE VIBRACIÓN

Una técnica nueva para el diagnóstico de interruptores, es el análisis de vibración. Esta técnica consiste en la medición de señales de vibración (usando acelerómetros) en puntos específicos del interruptor durante la apertura y cierre de contactos. La vibración mecánica de las operaciones de apertura y cierre, se graba mediante el uso de sistemas de adquisición de datos. Estas señales de vibración se denominan huellas digitales o firmas de vibración, llamadas así porque cada tipo de equipo tiene una propia. Esta firma se compara con una firma de referencia. La referencia puede ser una grabación anterior del mismo equipo o bien, la firma de un equipo similar. Estas firmas contienen información relevante de cada uno de los eventos que se presentan durante la operación del interruptor (energización de la bobina de cierre, separación de contactos, fin de carrera, rebotes, etcétera). Posteriormente se analiza la información para obtener algunas características de los eventos que se presentan (tiempos y frecuencias de ocurrencia). La idea básica es la detección de problemas de funcionamiento mecánico, como contactos desajustados, desgaste excesivo de contactos, ruptura de flechas, problemas de lubricación, resortes deformados, etc. Adicionalmente, el análisis en tiempo de la firma de vibración sirve para verificar los tiempos de apertura, cierre y simultaneidad de contactos. Esta medición se puede realizar con el interruptor en línea y fuera de línea. Ya existen equipos comerciales que ofrecen la medición de vibración en interruptores.

A

VR

R+-

Fuente de

corriente

R caca

if

R

CFE/CTT

7-32


CFE/CTT

7-33

7.10 CONTAMINACIÓN

Niveles altos de contaminación salina o industrial son la causa más común de falla en los interruptores, debido a flameos en el aislamiento externo. La contaminación también puede afectar las partes metálicas, provocando erosión y oxidación.

Existen pruebas para determinar el grado de contaminación que son capaces de soportar los componentes aislantes externos de un equipo eléctrico. Estas pruebas están definidas en la norma IEC 507-1991 y se agrupan principalmente en dos tipos: el método de niebla salina y los métodos de capa sólida.

El método de niebla salina consiste esencialmente en aplicar el nivel de tensión al que opera el aislamiento en condiciones normales, mientras se produce una niebla salina a su alrededor. Esta niebla salina está compuesta por una solución de cloruro de sodio disuelto en agua. La niebla se produce alrededor de todo el aislamiento por medio de espreas que atomizan la solución mediante aire comprimido. El aislamiento es sometido a tensión, de acuerdo al procedimiento establecido por la norma. La aceptación del aislamiento se realiza cuando éste no flamea después de aplicarle tres veces la tensión de prueba.

En los métodos, de capas sólidas consiste en formar una capa en el aislamiento aplicando una solución que contiene sal y otras sustancias, como caolín. El objetivo de esta prueba es confirmar el grado de resistencia a la contaminación, especificado para el aislamiento. La suspensión preparada es aplicada mediante el rocío en el aislante previamente limpio, para obtener una capa uniforme.

Una vez aplicada la suspensión se aplica la tensión de prueba en presencia de humedad. El aislamiento es aceptado si no ocurre flameo después de aplicar la tensión de prueba tres veces de forma consecutiva.

7.11 SISMISIDAD

El uso de instalaciones de alta tensión en zonas sísmicas, ha creado la necesidad de elaborar normas internacionales, donde se incluyan pruebas de sismisidad a los equipos eléctricos, esto debido a los severos daños en las subestaciones, provocados por fuertes sismos. Los requerimientos acerca de las características de soporte sísmico dependen de la localización geográfica de la instalación.

La calificación sísmica, es la capacidad de un interruptor para soportar las fuerzas sísmicas y para mantener su función específica, durante y después de un evento sísmico.

Los métodos más comunes para determinar la calificación sísmica de un interruptor son:

• Calificación por prueba.

• Calificación por combinación de prueba y análisis.

Los procedimientos para realizar las pruebas de sismisidad están contenidos en las normas IEC 1166 e IEEE std 693-1997.

Los niveles de severidad que aplican en esta norma son de 5, 3 y 2 ms-2. El nivel de 5 ms-2 cubre un amplio rango de frecuencias sísmicas predominantes que es de 1 a 35 Hz.


CAPÍTULO 8

MANTENIMIENTO

8.1 INTRODUCCIÓN

El objetivo del mantenimiento, es asegurar la máxima confiabilidad, disponibilidad y rentabilidad del interruptor para que cumpla con sus funciones operativas nominales, previniendo o corrigiendo, cuando sea necesario, condiciones que pongan en riesgo la operación del mismo y de la instalación al que está asociado, así como a los equipos e instalaciones vecinas.

Este mantenimiento será efectivo cuando el equipo cumpla con los requisitos de calidad desde su selección, especificación y construcción, complementándose con una adecuada puesta en servicio. Para aplicar con eficacia y calidad el mantenimiento es

importante contar con personal debidamente capacitado. El personal debe conocer en detalle la operación del interruptor y tener la habilidad para efectuar inspecciones, pruebas y reparaciones menores y mayores del equipo.

8.2 PLANEACIÓN DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

Para desarrollar un programa de mantenimiento, principalmente se consideran las recomendaciones de los fabricantes, el historial de los equipos, el tipo de mantenimiento requerido, el personal y consideraciones administrativas, económicas y técnicas.

CFE/CTT

8-1

MANTENIMIENTO

El diseño de cualquier programa de mantenimiento deberá estar acorde a las necesidades de confiabilidad y a las metas administrativas de la planta o subestación. El mantenimiento es similar a una póliza de seguro; no tiene retribución económica directa y es parte del costo del producto final. De cualquier manera, se debe reconocer que el mantenimiento tiene sus retribuciones inherentes, como reducción de costos de reparación, reducción de tiempos muertos e incremento de la seguridad del personal y del activo. El mantenimiento también presenta beneficios indirectos como incremento en la moral del personal y en la productividad, así como en la mejora continua de los equipos al evidenciar fallas de diseño.

• Inspección.

• Calendarización.

• Registro de datos.

Responsabilidades: Las responsabilidades en la organización del mantenimiento deben estar claramente definidas en organigramas, con descripción de trabajos para cada unidad encargada de la ejecución del mantenimiento.

Además, cada departamento, área o subárea deberá conocer las responsabilidades de las unidades de mantenimiento.

Órdenes de trabajo: Las órdenes de trabajo son requisiciones de servicio que necesitan alguna acción para ejecutarse. Las órdenes se establecen para todos los servicios de inspección y trabajos de rutina sobre el interruptor. Estas incluyen información de la fecha de ejecución de los trabajos, lugar y descripción de los mismos. Estas órdenes pueden generarse en forma automática o manual.

Un programa de mantenimiento debe incluir:

• Ventajas.

• Costos de pérdidas de producción debidos a falla.

• Costos.

Inspección: La inspección es la clave del éxito de todo programa de mantenimiento. Por lo que, se requiere destinar el tiempo adecuado para verificar la condición de equipo nuevo o instalado. El propósito de la inspección es proveer alertas tempranas de la condición del equipo. Cuando la inspección se realiza en ciclos definidos por personal calificado, se puede detectar, a priori, el deterioro del equipo, permitiendo tomar acciones de reparación o reemplazo antes de que ocurra la falla.

• Equipo de prueba, herramienta y personal.

• Tiempos requeridos.

• Rutinas de inspección, prueba y mantenimiento.

• Generar un sistema de archivo de registros computarizado o manual.

Es esencial que todo programa de mantenimiento contenga cinco elementos para incrementar sus posibilidades de éxito. Estos son: Calendarización: Para realizar un programa

de mantenimiento se requiere calendarizar las actividades. El objetivo de la programación de las actividades es minimizar los tiempos muertos de los equipos sujetos a

• Responsabilidades.

• Órdenes de trabajo.

CFE/CTT

8-2

MANTENIMIENTO

Disponibilidad: Es la probabilidad de que un equipo o sistema opere satisfactoriamente, bajo condiciones normales de operación, en el momento que se le requiera.

mantenimiento. El calendario para inspección, mantenimiento de rutina y otros trabajos puede variar para cada equipo y depende de los factores siguientes: edad del equipo, frecuencia de servicio, horas en operación, condiciones ambientales y requerimientos de seguridad. La programación de las actividades debe ajustarse a medida que se registra y analiza la información de los equipos, para alcanzar un balance entre el costo del mantenimiento y el costo de la sustitución del equipo.

Mantenabilidad: Es la probabilidad de que, cuando se realizan trabajos de mantenimiento a un equipo o sistema, éste sea puesto en condiciones de operación dentro del tiempo muerto especificado.

Registro de datos: El éxito de un programa de mantenimiento depende del apoyo que proporcione la parte administrativa y del interés del personal de mantenimiento. Es imperativo que la información de mantenimiento y pruebas de cada uno de los equipos este completa y accesible durante toda su vida útil. Cuando la vida útil de un equipo termina, esta información es muy valiosa, por lo que todos los formatos y reportes deben estar organizados y accesibles, para ser utilizados como referencia en fallas o eventos similares de otros equipos. Esta información también puede ser utilizada para analizar el deterioro del equipo en función del tiempo. En caso de que no se conserven los registros de datos, producto del mantenimiento, se perderá información muy valiosa.

Tiempo de operación: Es el tiempo que el sistema o equipo opera adecuadamente.

Tiempo muerto: Es el tiempo en el que un equipo o sistema no está en condiciones de operación. Éste se divide en: tiempo activo de reparación, tiempo de logística y tiempo de administración.

Tiempo activo de reparación: Es el tiempo que duran los trabajos de mantenimiento o reparación. Incluye desde la preparación del servicio hasta la revisión final.

Tiempo de logística: Es el tiempo durante el cual el mantenimiento o reparación es postergado por la espera de refacciones.

Tiempo de administración: Es el tiempo requerido para elaborar la orden de trabajo y su autorización.

8.2.2 Tipos de mantenimiento 8.2.1 Objetivos del mantenimiento

Se manejan los tres tipos de mantenimiento siguientes: Los objetivos de mantenimiento están basados

en la confiabilidad y conservación de los equipos y sistemas. A continuación se definen algunos conceptos relacionados con el mantenimiento:

a) Mantenimiento preventivo.

b) Mantenimiento correctivo.

Confiabilidad: Es la probabilidad de que un equipo o sistema opere satisfactoriamente por un periodo de tiempo determinado bajo condiciones normales de operación.

c) Mantenimiento predictivo.

CFE/CTT

8-3

MANTENIMIENTO

Mantenimiento correctivo Mantenimiento preventivo

Este tipo de mantenimiento permite operar los interruptores hasta que la falla ocurra, para efectuar su reparación o sustitución. Requiere poca planeación y control, sin embargo, sus desventajas lo hacen inaceptable ya que se realiza sobre criterios de emergencia, con un ineficiente empleo de los recursos humanos y materiales y excesivas interrupciones en el suministro de energía eléctrica. Debido a lo anterior, este tipo de mantenimiento debe ser el menos aplicado.

Este tipo de mantenimiento tiene como objetivo prevenir las interrupciones y fallas, efectuando inspecciones programadas y revisiones periódicas, complementándose con una serie de pruebas, lo que en conjunto formará el historial del equipo, mismo que analizado y controlado, servirá para detectar problemas que se pueden corregir antes de que evolucionen en fallas.

Para configurar un esquema de mantenimiento preventivo, se deberán tomar en cuenta los pasos siguientes:

Mantenimiento predictivo • Determinar los factores que forman las bases del programa de mantenimiento, como son la necesidad de producción continua, presupuesto para mantenimiento planeado y para reemplazo de equipo, etcétera.

• Sondear y consolidar los datos de equipos fallados y el costo de la pérdida de producción. Hacer un análisis del costo para generar información convincente acerca de los beneficios del mantenimiento planeado.

Este mantenimiento, también conocido como sintomático, incluye las ventajas de los dos tipos de mantenimiento anteriores. Usa el análisis y el control de las inspecciones, pruebas periódicas y el historial de mantenimiento del interruptor. Además, utiliza técnicas de revisión con pruebas más avanzadas, para determinar con mayor precisión las condiciones del interruptor. Esto permite efectuar la planeación de los trabajos estrictamente necesarios y de manera oportuna, para mantener el equipo en condiciones óptimas de operación. • Establecer prioridades de mantenimiento.

La idea básica del mantenimiento predictivo se representa en las Figs. 8.1 y 8.2. La Fig. 8.1, conocida como curva de la bañera, presenta las siguientes tres etapas:

• Establecer las mejores técnicas de mantenimiento.

• Calendarizar e implantar el programa, monitorear su costo/beneficio y analizar las funciones del programa para mejorar el sistema.

• Fallas prematuras

Se presentan al inicio de la vida útil de los equipos y la probabilidad de ocurrencia de falla tiende a bajar rápidamente, las causas más comunes de estas fallas son los errores de instalación y el diseño

CFE/CTT

8-4

MANTENIMIENTO

CFE/CTT8-5

En la Fig. 8.2 se observa que, con un mantenimiento óptimo, alcanzado mediante la utilización de técnicas adecuadas, se logra la mejor relación costo - productividad.

inadecuado para soportar el régimen de trabajo.

• Fallas normales

En este periodo el índice de fallas es constante y pequeño y las causas son muy diversas (fallas aleatorias, donde los esfuerzos causados por el sistema superan los límites de diseño del equipo).

8.2.3 Criterios para aplicación de mantenimiento en interruptores

Las consideraciones principales que se deben tomar en cuenta para determinar el tipo de mantenimiento a realizar en un interruptor y su periodicidad son:

• Fallas por envejecimiento

Se presentan por envejecimiento o fatiga de los equipos. Al entrar en esta etapa la probabilidad de falla en los equipos se incrementa.

• Criterios de mantenimiento.

• Recomendaciones del fabricante. Otra ventaja del mantenimiento predictivo, es su tendencia a reducir el mantenimiento realizado durante el período de vida útil aplicándolo al final de este periodo, disminuyendo así sus costos.

• Historial del equipo.

• Programas de mantenimiento.

• Personal de mantenimiento.

PRO

BA

BIL

IDA

DD

E FA

LLA

Fallas prematuras

Fallas normales Fallas porenvejecimiento

TIEMPO

Fig. 8.1 Gráfica de probabilidad de falla contra tiempo de vida para equipo eléctrico.

MANTENIMIENTO

Mantenimiento óptimo

Demasiadomantenimiento

Mantenimiento insuficientePR

OD

UC

TIV

IDA

D $

COSTOS DIRECTOS DE MANTENIMIENTO $

Fig. 8.2 Gráfica de costo-productividad para equipo eléctrico en función del mantenimiento aplicado.

Criterios de mantenimiento • Medio de extinción. Uno de los problemas principales del mantenimiento, es establecer y aplicar criterios efectivos para efectuar el mantenimiento en forma oportuna y económica. Es conveniente que el personal responsable del mantenimiento analice las condiciones en que se encuentran los interruptores y, en función de éstas, determine qué, cómo y cuándo deberá realizar los trabajos de mantenimiento.

• Mecanismo de operación.

• Partes sujetas a la tensión de operación.

Estos se ven afectados por diferentes factores, por lo que se requiere determinar la periodicidad del mantenimiento de cada uno de ellos. Sin embargo, no se debe considerar que los componentes del interruptor son totalmente independientes. Esto origina diferentes actividades de mantenimiento que se aplican a diferentes partes y con periodicidades diferentes.

También se requiere considerar que el mantenimiento a las diferentes partes de un interruptor no necesariamente se debe aplicar con la misma periodicidad, ya que esto puede causar exceso de mantenimiento en algunas partes y falta del mismo en otras.

No existen fórmulas ni reglas que indiquen con precisión la periodicidad para la aplicación del mantenimiento a un interruptor. Para establecer la periodicidad se requiere Los tres elementos principales de un

interruptor son:

CFE/CTT

8-6

MANTENIMIENTO

considerar y analizar diferentes criterios, que indicarán lo más conveniente.

En este criterio las consideraciones principales para definir el tipo de mantenimiento a aplicar y su periodicidad son:

Importancia del equipo

A este criterio también se le llama crítico contra no crítico. Este criterio analiza las consecuencias de falla del interruptor en la operación del sistema. El interruptor que provoque consecuencias serias en la operación del sistema, en la seguridad, en interrupciones, en pérdidas de carga, etc., se considera crítico o importante. Cuando la falla del interruptor no tenga consecuencias serias sobre el sistema, éste se considera como no crítico o de importancia menor. Con este análisis se establece que no es adecuado aplicar una periodicidad única para el mantenimiento a interruptores. La periodicidad se debe determinar por la importancia que el interruptor tiene en el sistema o para el usuario; es decir, si el interruptor pertenece a una unidad generadora de gran capacidad, tendrá una importancia diferente, que si corresponde a una línea radial con menor carga, o bien, si pertenece a un enlace de sistema.

Para determinar la importancia de los equipos, no existen reglas. Para este fin se emplea el criterio y el conocimiento del sistema, que tiene el responsable del mantenimiento.

Valores límite

Consiste en establecer los valores límite de prueba y de operación, que indican el momento en el que el equipo se acerca a una condición límite de operación y que su condición es peligrosa, lo que hace necesario

la aplicación de mantenimiento. Los valores límite que más comúnmente se consideran son:

a) Número de operaciones

Este criterio está enfocado principalmente a conservar las condiciones de la cámara de interrupción y sus contactos, medio de extinción y mecanismo de operación. Este criterio se basa en aplicar mantenimiento cada determinado número de fallas. Para conocer este número se consideran las recomendaciones del fabricante, pero se debe tener cuidado, ya que el fabricante generalmente no considera las condiciones de falla. Las condiciones y tipos de falla pueden determinar qué partes del interruptor requieren mantenimiento y con qué periodicidad.

b) Kiloamperes acumulados

Este criterio está enfocado principalmente a conservar las condiciones de la cámara de interrupción y sus contactos. Consiste en llevar un registro de los kA acumulados, que el interruptor ha interrumpido bajo condiciones de falla durante un tiempo determinado.

La limitación de este criterio es que los elementos involucrados para el análisis no están bajo control, pues dependen de las condiciones del sistema, frecuencias de fallas, valor de cortocircuito, tipo de falla, tipo de protección, autorecierre rápido, etcétera.

Se han hecho numerosos esfuerzos para garantizar que los intervalos entre mantenimientos, bajo este criterio, sean tan largos como sea posible, y desde luego sin reducir la capacidad de operación del interruptor y minimizar el

CFE/CTT

8-7

MANTENIMIENTO

número de salidas por mantenimiento. Desde hace varios años, diversos fabricantes han pretendido establecer una filosofía de este tipo, siendo una de las conocidas aquella que establece que una interrupción bajo condición de falla, igual a la capacidad interruptiva nominal, equivale aproximadamente a 100 operaciones del interruptor sin carga.

c) Condiciones ambientales

Las condiciones ambientales son uno de los factores que se consideran al establecer la periodicidad del mantenimiento. Es decir, dos equipos idénticos que operan en condiciones ambientales distintas pueden requerir periodos diferentes de mantenimiento. Cuando se emplea este criterio de mantenimiento se protege principalmente el medio aislante, el mecanismo de operación y el gabinete de control.

Por la diversidad de las condiciones climatológicas de México no es posible la aplicación del mismo tipo de mantenimiento con la misma periodicidad para equipos similares. Esto debido a que existen lugares con climas extremosos, que afectan de manera distinta al interruptor. En forma particular se deben considerar los equipos instalados en las zonas costeras y zonas industriales con niveles altos de contaminación (como refinerías, fábricas de cemento, etcétera).

Para los interruptores instalados en estas zonas se recomienda: incrementar la frecuencia en la limpieza externa del equipo, mantener en buen estado los sellos de gabinetes y verificar el funcionamiento de calefactores. Siguiendo estas recomendaciones se logra disminuir el índice de fallas en los

aislamientos externos, en los mecanismos y en los gabinetes de control.

d) Antigüedad del equipo

Este criterio ayuda a establecer en qué etapa de vida se encuentra el interruptor y da una idea del tipo de fallas más probable a ocurrir, como se ilustra en la Fig. 8.1. Asimismo, se basa principalmente en el historial, índices de fallas de equipos similares, tipo de aplicación del interruptor y en los tipos de mantenimiento efectuados. Con esta información es posible determinar el momento en que un interruptor entra a la etapa de envejecimiento. Para aplicar este criterio se requiere que el responsable de mantenimiento tenga experiencia y recursos técnicos para diagnosticar en qué etapa de la curva de la bañera se encuentran sus equipos.

Recomendaciones del fabricante

Cuando no se tiene experiencia en el mantenimiento de interruptores se consideran las recomendaciones de1 fabricante. Por lo general, estas recomendaciones están limitadas a las partes principales del interruptor, por lo que el personal encargado del mantenimiento también debe poner atención a las partes no mencionadas por el fabricante.

Estas recomendaciones también son conservadoras y muy variables, ya que cada fabricante emite sus propias recomendaciones, basándose en sus diseños, sus índices de falla, la calidad de sus equipos, etcétera.

Para poner en práctica las recomendaciones del fabricante se debe considerar que los

CFE/CTT

8-8

MANTENIMIENTO

equipos se diseñan para cubrir una gran gama de aplicaciones, como generadores, líneas de transmisión, transformadores, reactores, capacitores, etc., aplicados en diversas condiciones ambientales y valores de falla. En conclusión, cuando se carece de experiencia en el mantenimiento de interruptores, se deben utilizar las recomendaciones del fabricante y mediante la experiencia adquirida mejorar los criterios de mantenimiento.

Historial del equipo

Se requiere contar con un historial del equipo correctamente clasificado, con revisiones y técnicas de pruebas bien definidas. Esto con el fin de normalizar el criterio para los análisis de los resultados obtenidos, que permitan la comparación con resultados anteriores y así determinar correctamente las condiciones del equipo. Es recomendable que el historial contenga información del montaje y puesta en servicio, del mantenimiento aplicado y del comportamiento del interruptor durante su servicio.

Programas de mantenimiento

Con el establecimiento de los requisitos de mantenimiento y el conocimiento de las condiciones del equipo, se elaboran los programas de mantenimiento preventivo. Un sistema adecuado de pruebas e inspecciones predictivas o sintomáticas son el mejor auxiliar en la elaboración del programa de mantenimiento preventivo.

Personal de mantenimiento

La experiencia del personal responsable del mantenimiento es una herramienta muy valiosa como criterio para ejecutar el mantenimiento de interruptores. Este criterio se apoya en el análisis del historial del equipo. En algunos casos este criterio define el tipo de

mantenimiento más adecuado a aplicar en un caso particular. En algunos otros casos sólo complementa los resultados y el análisis de las pruebas.

Este criterio no cuenta con normas o reglas para su aplicación, ya que se obtiene con los trabajos realizados a los interruptores, analizando sus problemas y fallas y con el intercambio constante de experiencias entre personal de mantenimiento, tanto de la CFE como de otras compañías nacionales o extranjeras. El intercambio de experiencias es una fuente de información muy valiosa.

Además, el personal técnico operativo de mantenimiento debe ser competente y contar con capacitación. Esta situación es muy delicada, ya que requiere preparar técnicamente al personal para realizar las pruebas y elaborar el reporte respectivo. Es también importante crear conciencia de la importancia de realizar correcta y eficientemente el trabajo para lograr resultados satisfactorios en el mantenimiento.

El personal que realice los trabajos de mantenimiento, de la CFE o contratista, debe cumplir con los siguientes requisitos:

1. Disponibilidad de habilidades.

2. Cantidad adecuada de personal.

3. Capacitación.

4. Condiciones operacionales.

5. Condiciones de seguridad.

6. Equipo y procedimientos a prueba de error.

CFE/CTT

8-9

MANTENIMIENTO

8.3 EJECUCIÓN DEL MANTENIMIENTO

Generalmente los trabajos de mantenimiento a interruptores se realizan en sitio; por lo mismo, es importante planear detalladamente los trabajos y realizar todos los preparativos necesarios para su ejecución. El objetivo es contar con todos los recursos materiales y humanos necesarios y de esta manera, evitar demoras por imprevistos.

Se recomienda que al concluir los trabajos de mantenimiento y antes de poner en operación al interruptor, se realicen pruebas dieléctricas y operativas para conocer su estado actual.

8.4 VALORIZACIÓN DE CRÉDITOS DE TRABAJO

La CFE cuenta con el “Procedimiento de valorización de créditos de trabajo de subestaciones” (código CTT-GSL-21, ver Anexo 3). El objetivo de este documento es: Desarrollar un sistema que permita evaluar adecuadamente las cargas de trabajo en las diferentes Áreas de Transmisión y Transformación, mediante el análisis de las actividades que forman parte del mantenimiento de las subestaciones, otorgando valores en créditos a dichas actividades en función de su complejidad, tiempo y personal necesario empleado para su desarrollo, asignándose una periodicidad para su ejecución, con el fin de obtener la mayor confiabilidad operativa de los equipos dentro del alcance de este procedimiento.

El procedimiento consta de una evaluación de créditos de trabajo por tipo de mantenimiento, equipo, actividad, periodicidad y tiempo de ejecución de los mismos, que sirven como base para el cálculo de los créditos anuales

para ponderar la bahía unitaria que se eligió, siendo la bahía de 230-115 kV la más representativa a nivel nacional. Asimismo, incluye las guías de mantenimiento por cada tipo de mantenimiento y equipo existente.

Para la programación anual, es necesario efectuar un análisis completo de la fuerza de trabajo disponible por instalación, con el fin de conocer el valor del recurso humano con que se cuenta y con base en los requerimientos de los equipos eléctricos.

Se tomaron 1187 horas, como base de horas-hombre reales disponibles por trabajador al año.

En este procedimiento se define esta bahía, como la unidad base que se utiliza como referencia para homologar cualquier otra bahía, en función del equipo que la integra, así como su tensión de operación. Su finalidad es contar con un parámetro que sirva para evaluar en forma breve las cargas de los diferentes centros de trabajo.

Para determinar la bahía unitaria se tomó como referencia, por ser la más representativa en las instalaciones a cargo de la Coordinadora de Transmisión y Transformación, la bahía que consta de un banco de autotransformadores monofásicos de 230/115 kV, con sus interruptores de potencia, juego de apartarrayos, juego de transformadores de corriente en alta y baja tensión, así como dos juegos de cuchillas en alta y dos juegos en baja tensión. Ver Fig. 8.3.

Para determinar el valor de la bahía unitaria, se consideraron los créditos anuales de las actividades más frecuentes y relevantes. En el Anexo 3 de este manual “Valorización de créditos de trabajo” se presentan los créditos de trabajo por actividad para interruptores de potencia. Estas tablas forman parte del anexo

CFE/CTT

8-10

MANTENIMIENTO

A del “Procedimiento de Valorización de Créditos de Trabajo de Subestaciones”.

De igual forma los diferentes arreglos de bahías que se tienen en el ámbito de la Coordinadora de Transmisión y Transformación, son calculadas tomando como referencia la bahía unitaria y los créditos de trabajo anuales por equipo, dando como resultado las BAHÍAS TIPO que servirán como base para el análisis de la fuerza de trabajo necesaria para mantener las instalaciones. En el Anexo 3 de este manual se presentan los valores de las bahías tipo más comunes que incluyen interruptores de potencia. Estas tablas forman parte del Anexo “C” del “Procedimiento de Valorización de Créditos de Trabajo de Subestaciones”.

En el Anexo 3 de este manual también se presentan las Guías de Mantenimiento para

interruptores de potencia. Estas tablas forman parte del Anexo “B” del “Procedimiento de Valorización de Créditos de Trabajo de Subestaciones”. Estas guías contienen las actividades de trabajo en sus diferentes tipos de mantenimiento, e incluyen:

• Procedimientos y reglas.

• Accesorios y equipos de seguridad.

• Equipos, materiales y herramientas.

Estos servirán como herramienta de apoyo para la realización de las actividades del personal de mantenimiento. Estas guías son un compendio de trabajos y experiencias obtenidas por personal de CFE, recopilados durante el transcurso de los años, con lineamientos y procedimientos de campo.

CUCHILLA INTERRUPTOR CUCHILLA T. CORRIENTE APARTARRAYO TRANSFORMADOR APARTARRAYO T. CORRIENTE CUCHILLA INTERRUPTOR CUCHILLA

6.75 23.1 6.75 3.66 5.47 124.05 8.01 4.75 10.25 40.55 10.25

B A H I A U N I T A R I A

TOTAL 244

Fig. 8.3 Bahía unitaria de la CCT.

CFE/CTT

8-11

MANTENIMIENTO

Para cada subestación, se determinarán las actividades del mantenimiento que requiere cada equipo para conservarlo en condiciones óptimas de operación, programando las actividades de acuerdo con la periodicidad mencionada en la Valorización de Créditos de Trabajo por Actividad. El desarrollo del mantenimiento, se ejecuta y se controla mediante un formato establecido con número de código CTT-GSL-21-01, que contiene los siguientes tipos de créditos:

• Créditos Programados (CP).

• Créditos Realizados Programados (CRP).

• Créditos Realizados Extraordinarios (CRE).

• Créditos Realizados Totales (CRT).

Los programas de mantenimiento son elaborados, ejecutados y controlados por los responsables directos de cada instalación, y sus avances de cumplimiento son reportados mensualmente por cada Subárea a las Jefaturas de Área y éstas a su vez, a la Coordinación de Transmisión y Transformación, con base en los lineamientos del acuerdo CTT-ATT’S –01/2002, firmado con todas las áreas. El control de créditos, se lleva a cabo a través del procedimiento “Evaluación de Créditos de Trabajo”, PG-CTT-06, el cual analiza las actividades programadas, avances y desviaciones de las mismas, retroalimentando a las áreas respectivas sus observaciones.

Los créditos de trabajo correspondientes a equipos de instalaciones de Generación y los requeridos para apoyos a otras entidades de CFE, así como a las diferentes especialidades de las mismas Áreas de Transmisión y Transformación, deberán programarse y

controlarse en el mismo formato CTT-GSL-21-01 en forma separada.

Las actividades no consideradas en este procedimiento, deberán valuarse frente a equipo, indicando sus créditos reales correspondientes y su memoria de cálculo.

Las actividades realizadas por terceros, no se considerarán en los programas de mantenimiento, salvo en los casos que se utilice fuerza de trabajo de CFE para la ejecución y/o supervisión de las mismas.

El control de los programas de mantenimiento de Subestaciones por sistema de créditos, quedará documentado en los siguientes formatos:

• CTT-GSL-21-01

• CTT-GSL-21-02

• CTT-GSL-21-03

• CTT-GSL-21-04

Estos formatos se presentan en el Anexo 3 de este manual.

Dicha información será resguardada en un expediente denominado Créditos de Trabajo de Mantenimiento de Subestaciones.

CFE/CTT

8-12


CAPÍTULO 9

APLICACIONES PRÁCTICAS DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

9.1 INTRODUCCIÓN

Durante la apertura de los dispositivos de interrupción se presentan diferentes transitorios de tensión y de corriente que pueden dañar al mismo equipo de interrupción y a los demás equipos conectados a la red. Entre los transitorios de corriente, los más importantes son aquellos que se generan durante cambios repentinos en la impedancia de la carga, como es el caso de un corto circuito. Estos transitorios de corriente dependen de los eventos que se presenten en el sistema y, por lo tanto, se consideran como transitorios inducidos por la red.

Por otra parte, los transitorios de tensión son inducidos por el mismo equipo de interrupción y, por lo tanto, son imputables a éste. Sin embargo, las características de estos transitorios, no dependen del tipo de equipo de interrupción, sino de los parámetros y de la localización de los componentes de la red.

El entendimiento adecuado de la naturaleza y características de las tensiones debidas a transitorios es esencial para el personal involucrado en el diseño, aplicación y pruebas de equipo de interrupción. Las condiciones transitorias de tensión, especialmente las que ocurren inmediatamente después de la interrupción de corriente, deben ser evaluadas

CFE/CTT

9-1


2) Desde el instante de inicio de la extinción del arco hasta el punto donde la onda de tensión presenta la parte inicial de la TTR.

adecuadamente antes de seleccionar cualquier equipo de interrupción, ya sea interruptor, restaurador, equipo de maniobra, etcétera.

Para efectuar una aplicación adecuada de cualquiera de los dispositivos de interrupción/desconexión mencionados anteriormente, no es suficiente considerar o especificar sólo los parámetros más comunes del sistema como son; la corriente de falla, la relación de impedancia (X/R), tensión de operación del sistema y los niveles de aislamiento; si no que se requiere también atender los requerimientos impuestos por las tensiones transitorias que se presentan para asegurar una aplicación correcta de los equipos de interrupción.

3) Desde el instante en que la TTR aparece hasta su desaparición. En este período el interruptor es sometido a esfuerzos eléctricos, que debe soportar para lograr una extinción exitosa. La Fig. 9.1 muestra un oscilograma típico del proceso de interrupción de corriente de cortocircuito.

Debido a la gran importancia que tiene la TTR para la aplicación de interruptores, en los incisos siguientes se mencionan sus características principales, considerando la influencia que tienen los diferentes parámetros de la red.

Como se mencionó al principio, las tensiones transitorias ocurren generalmente durante la conexión o desconexión de la red. En cualquier caso, esos transitorios pueden ser muy dañinos, especialmente para los transformadores, reactores y máquinas rotatorias que estén conectados a la red. A este tipo de transitorios, que ocurren durante la liberación de fallas en un circuito, se le llama Tensión Transitoria de Restablecimiento (TTR). Durante el proceso de interrupción, los principales requerimientos que debe cumplir el interruptor para lograr con éxito su función son: la disipación de la energía generada por el arco y el establecimiento inmediato de un dieléctrico entre los contactos, de manera que soporte la TTR que se presenta entre ellos.

9.2 PROCESO DE INTERRUPCIÓN

La forma de onda de la TTR afecta al proceso de interrupción del circuito en dos regiones o intervalos. En la región de tiempo corto o de balance de energía (en los primeros 10 a 20 µs después del cruce por cero de la onda de corriente), donde la falla, durante la interrupción, se debe a aspectos térmicos. Cuando los contactos del interruptor se separan, se forma el plasma del arco que alcanza temperaturas de hasta 50,000º K. Para extinguir el arco, éste debe ser enfriado hasta el nivel en que la distancia entre los contactos actúe como un aislante. En un interruptor, el gas a alta presión es dirigido hacia el arco para enfriarlo. En esta consideración, tenemos dos fuerzas opuestas en las cercanías de la corriente cero, por un lado el gas está intentando enfriar el arco para extinguirlo, mientras que por el otro lado, la TTR está produciendo calor en la vecindad del arco intentando restablecerlo. Así se tiene una carrera de balance de energía entre el gas

La TTR se puede analizar mediante los tres intervalos que se presentan en el proceso de interrupción:

1) Desde el instante en que se inicia la separación de contactos hasta el punto de inicio de la extinción del arco (en el cruce por cero de la corriente).

CFE/CTT

9-2


enfriador y el calentamiento producido por la TTR. Si el gas se impone, tenemos una interrupción exitosa, al menos en la región del tiempo corto.

Asumiendo que el gas supera el intervalo de balance de energía, se presenta inmediatamente después un segundo compromiso con el intervalo dieléctrico

(cientos de µs después del cruce por cero). Éste se presenta si la separación de los contactos es suficiente para causar que la fuerza dieléctrica del entrehierro supere a la tensión aplicada a través de él. Si el interruptor supera este segundo compromiso, se logra una interrupción exitosa.

E

V

I

12

Inic

io d

e se

para

ción

de

cont

acto

s

Cru

ce p

or c

ero

de la

Apa

rició

n de

la T

TR

corr

ient

e

t

3 t

t

Fig. 9.1 Intervalos y eventos que se presentan durante el proceso de interrupción de corriente.

CFE/CTT

9-3


9.3 TENSIÓN TRANSITORIA DE RESTABLECIMIENTO (TTR)

Para simplificar el entendimiento de la TTR consideramos que un dispositivo de desconexión/interrupción es un equipo de enlace entre dos redes eléctricas. En un lado del equipo de interrupción hay una red eléctrica que entrega potencia y es identificada como el lado de la fuente. En el lado opuesto hay otra red eléctrica que está consumiendo la potencia entregada por la fuente y es identificada como el lado de carga de la red, tal y como se muestra en la Fig. 9.2.

Cuando el interruptor o cualquier dispositivo de interrupción/desconexión abre, las dos redes se desconectan. Esto provoca que cada una de ellas proceda a redistribuir su energía almacenada. Como resultado de está redistribución de energía, cada red genera una tensión que aparece simultáneamente en las terminales del interruptor. La suma algebraica de esas dos tensiones representa la tensión transitoria de restablecimiento, conocida como TTR.

Para efectuar una evaluación completa de este fenómeno que se presenta en cualquier red

eléctrica, se requieren tomar en cuenta las condiciones que prevalecen en el momento de la interrupción de la corriente de corto circuito. Para esta evaluación, se deben de considerar requerimientos mínimos como: el tipo de falla, las características de las conexiones de la red y el arreglo usado para la desconexión/interrupción. Dependiendo de las diferentes combinaciones de estas condiciones, la TTR puede tener diferentes características, mostrando que puede tener una respuesta de frecuencia fundamental o una con múltiple frecuencia y puede expresarse como funciones senoidales, hiperbólicas, exponenciales o una combinación de ellas. Estas respuestas dependen de la combinación de los factores que tienen influencia directa en las características de la TTR.

Si se toman en cuenta todos estos factores, el cálculo exacto de la TTR es demasiado complicado, ya que en él intervienen funciones matemáticas muy complejas, por lo que generalmente estos cálculos se realizan con la ayuda de programas computacionales, como el Electro-Magnetic Transients Program (EMTP).

FuenteInterruptor

Carga

2E1E

TTR

Fig. 9.2 Representación gráfica de una red eléctrica ilustrando las fuentes que tienen influencia en la TTR.

CFE/CTT

9-4


CFE/CTT

9-5

9.3.1 Cálculo de la TTR

Para cualquier red de transmisión o distribución es conveniente identificar y agrupar el tipo de fallas como falla en terminales y fallas de línea corta. Una falla en terminales, es aquella donde el cortocircuito se presenta muy cerca de las terminales del interruptor, mientras que la falla de línea corta es aquella donde el corto circuito se presenta a una distancia relativamente corta del interruptor en su lado de carga.

Dependiendo de las características de la red y del tipo de la falla que se presente, la TTR se puede representar por ondas de frecuencia fundamental o por ondas de dos frecuencias para falla entre terminales y por ondas de frecuencia múltiple para la falla de línea corta.

Es muy importante conocer que el tipo de falla tiene un significado importante en la recuperación dieléctrica del interruptor. Por ejemplo, cuando se presenta una falla de línea corta, el interruptor tiene la probabilidad de fallar debido a una deficiente recuperación térmica. Esto dentro de los primeros 10 µs después de la interrupción de la corriente de falla y donde todavía no se alcanza el equilibrio térmico del medio interruptivo (aceite, gas SF6, aire o vacío).

Cuando se presenta una falla en terminales, el interruptor tiene la probabilidad de fallar debido a una recuperación dieléctrica deficiente del medio interruptivo. Esto se presenta dentro de los primeros 20 µs y 1 ms después de la interrupción, dependiendo de las características nominales del interruptor.

La componente de frecuencia fundamental se produce por un desplazamiento del neutro virtual del sistema trifásico de vectores, después de la extinción en el primer polo que la efectúa, bajo condiciones de falla trifásica

no aterrizada. La componente de alta frecuencia se genera por un fenómeno oscilatorio de alta frecuencia, que se presenta entre los parámetros capacitivo e inductivo de los equipos y circuitos de la red durante el proceso de interrupción.

9.3.2 Tensión de restablecimiento de frecuencia fundamental

Las condiciones en las que se presenta este tipo de TTR entre los contactos que extinguen el arco son: falla trifásica no aterrizada (sistema con neutro sólidamente aterrizado) o falla trifásica en un sistema con neutro aislado.

Las fases de un interruptor bajo estas condiciones tienen la posibilidad de extinguir la corriente de falla cuando sus respectivas corrientes crucen por cero. Sin embargo, el defasamiento natural que existe debido a que los cruces por cero ocurren en o cerca de 60 grados. Esta es la causa por la que la interrupción no se presenta simultáneamente en las tres fases.

La Fig. 9.3 ilustra la operación de un interruptor bajo las condiciones indicadas anteriormente. Supóngase que los contactos de las tres fases del interruptor se separan en el instante t1 y que la fase 1 es la primera en interrumpir la corriente I1 = E/X en el instante t2. Esto provoca un desbalanceo en el circuito, por lo que el cortocircuito trifásico se convierte en cortocircuito bifásico en las fases 2 y 3. El punto P del sistema se desplaza, incrementado el valor de la tensión El con valor de E0 = 0.5El y opuesto 180° con El, como se ve en el diagrama vectorial de la Fig. 9.3. Esto provoca que entre los contactos de la fase 1 aparezca una tensión V1 con valor de V1 = El + E0 = 1.5E1. Sobre la onda de tensión


de V1, también se encuentra la componente de la TTR de alta frecuencia. El valor de V1, cuando se trata del valor de tensión entre las fases, está expresado como V1=(1.5VLL)/√3.

9.3.3 Tensión de restablecimiento de una frecuencia

La TTR puede analizarse, cuando un interruptor libra una falla, con la ayuda del circuito indicado en la Fig. 9.4 en la que los parámetros indicados son los propios del sistema con sus equipos y circuitos asociados a la falla.

Los aspectos más importantes relacionados con el fenómeno de la TTR son: frecuencia del transitorio de tensión, amplitud del transitorio a la frecuencia de 60 Hz y el factor de amortiguación. Considerando el circuito mostrado en la Fig. 9.4, la fuente de tensión está expresada por:

tEe sωcos=

Por lo tanto, cuando el interruptor está en la posición de cerrado y RLs >>ω , la corriente que circula por el interruptor está dada por:

tSenL

Ei ss

ωω

=

Inmediatamente después de que el interruptor abre, se establecen las siguientes condiciones iniciales, dadas en la siguiente ecuación:

∫ =++ tEidtC

RidtdiL sωcos1

La solución a esta ecuación nos da la TTR a través de las terminales del interruptor, expresada con la siguiente fórmula:

−

−= tL

RTtETTR ns ωω cos2

expcos

Donde:

LCn1

=ω

La amortiguación de la TTR depende del valor de la resistencia R; el valor pico se obtiene con R = 0 y es igual a 2E como se ve en la Fig. 9.4 (i). Con R mayor a cero el valor pico de la tensión transitoria será menor a 2E, como lo explica la Fig. 9.4 (ii).

9.3.4 TTR de doble frecuencia

Pueden presentarse casos de TTR con dos frecuencias. En la Fig. 9.5(a) se ilustra el caso de un interruptor con un transformador que tiene una falla en su secundario. La tensión de frecuencia fundamental en el lado del generador, aumenta al instante del libramiento de la falla desde un valor “iZ” hasta “e”; donde Z es la impedancia del transformador, i es la corriente de corto circuito y "e" es la tensión de la fuente. Contrario a esto, la tensión en el lado del transformador cae desde iZ hasta cero.

CFE/CTT

9-6


CFE/CTT

9-7

V

1t

2ta =ta 3

2t

1ta

3t

I1 I2

1V

I3

NOTA: En un sistema con neutro sólidamenteaterrizado, esta conexión indicada se retirará de aquí y se pasará al punto P.

P

3E

2E

X

X

1EX

VER NOTA

1E

V3

3E

3V

2E

V

0E

2

2

3I

2I

0.87 I

1I

1V

I3

I2

3 V

Polo 3

2 V

1

Polo 2

V

I1

Polo 1

Fig. 9.3 Interrupción de cortocircuito trifásico no aterrizado.


(a)

1/(2fn)

Tens

ión

E

E(ii)

(i)

(b)

tiempo

e

L

C

R i

falla

Fig. 9.4 Tensión transitoria de restablecimiento de una frecuencia, (i) Transitorio no amortiguado (R=0) (ii) Transitorio amortiguado (R>0).

Considerando que Ls y LT son las inductancias de la fuente y del transformador respectivamente, la tensión del interruptor en el lado transformador, a corriente cero y factor de potencia cero, antes de la libración de la falla está dada por la ecuación:

eLL

LeTs

Tt )('

+=

El cambio de tensión en el lado del generador, después de la interrupción, es:

)()('Ts

s

Ts

Ts LL

LeeLL

Lee+

=+

−=

Donde la frecuencia de la oscilación es:

ssn CL

f 121π

= Hz

El cambio de tensión en el interruptor en el lado del transformador es:

CFE/CTT

9-8


e)LL

L('eTs

st +

−=

Con una frecuencia de oscilación de:

TTn CL

121fπ

= Hz

En las curvas (i) y (ii) de la Fig. 9.5(b) se muestran los transitorios para estas condiciones. La TTR sobre el interruptor, es por lo tanto, la diferencia vectorial entre las tensiones del interruptor del lado del generador y del lado transformador, como se muestra en la curva (iii) de la Fig. 9.5(b).

9.3.5 Falla de línea corta

Otro caso de TTR con doble frecuencia es el que se presenta en una falla de línea corta. Este tipo de fallas es una condición de cortocircuito que se presenta en las líneas de transmisión a unos cuantos kilómetros del lado de carga del interruptor, representando serios esfuerzos para éste. Esta “corta distancia” no está definida con precisión, pero se puede considerar que está en el rango de varios cientos de metros hasta un par de kilómetros.

La TTR que se presenta a través de los contactos del interruptor, en este tipo de falla, está acompañada por una componente de alta frecuencia proveniente del lado de la línea. La Fig. 9.6 muestra el circuito equivalente para una falla de línea corta, donde el lado fuente está representado por las capacitancias (C) e inductancias (L) equivalentes. Se supone que la falla ocurre sobre la línea a una distancia d

y que el arco se extingue en el instante t0. En este caso la tensión de frecuencia fundamental toma dos tendencias completamente diferentes como se ilustra en la Fig. 9.7(a), donde:

a) La tensión en la terminal l (lado de la fuente del interruptor) pasa de un valor VS = VL que tenía al instante t0 a un valor V0 que es la tensión suministrada por el generador, como se aprecia en la gráfica superior de la Fig. 9.7(a).

b) La tensión en la terminal 2 (lado de la carga del interruptor), pasa del valor VL en el instante t0 a un valor cero, como se ve en la gráfica inferior de diente de sierra de la Fig. 9.7(a).

La TTR resultante es obtenida por la diferencia de las dos tensiones de la Fig. 9.7(a), como indica la Fig. 9.7(b). Al inicio, la TTR muestra una oscilación de amplitud relativamente modesta pero con un alto valor de incremento debido a la corriente interrumpida y a la impedancia de onda de la línea.

La falla de línea corta se caracteriza por una condición severa de interrupción debido a las corrientes de cortocircuito generalmente altas y a la componente de la TTR en forma de diente de sierra. La forma de diente de sierra se debe a la contribución de la longitud de línea entre el interruptor y la falla. La amplitud de la TTR depende de la distancia del punto de la falla al interruptor y es proporcional a la magnitud de la corriente de falla. La frecuencia de la TTR es inversamente proporcional a la longitud de la línea cortocircuitada.

CFE/CTT

9-9


C

1.0

Tens

ión

(p

.u.)

O

(ii)

(iii)

(i)

e

i

SL

Tiempo

(b)

Falla

S C

Tiempo

T

Z

LT

(a)

Fig. 9.5 TTR de dos frecuencias: (i) Componentes lado fuente, (ii) Componentes lado transformador y (iii) TTR resultante.

Las ecuaciones que expresan la velocidad de crecimiento y su amplitud de la TTR (VITTR) son:

ZIVITTR ω2= x 10-6 kV/µs

)58.0(2 VdIe = kV

Donde:

I = La corriente de corto circuito

ω = 2πf

Z = Impedancia de la línea

d = Factor de amplitud, generalmente 1.6

CFE/CTT

9-10


CFE/CTT

9-11

El tiempo requerido para la tensión pico está dado por:

LL R

eT = µs

9.3.6 Efecto del factor de potencia de la carga en la TTR

Como ya se ha visto en los incisos anteriores, la TTR es uno de los principales parámetros que determinan la capacidad de un interruptor para liberar con éxito los diferentes tipos de fallas que se presentan en un circuito. El factor de potencia del circuito a interrumpir es un parámetro importante para la determinación de la componente transitoria de la TTR.

Para el caso de interrupción de cargas normales, el factor de potencia ideal debe ser cercano a la unidad. Con el propósito de entender el efecto general del factor de potencia en la TTR, a continuación se consideran varias configuraciones básicas de circuitos de carga y se comparan dos circuitos ideales simples, uno puramente resistivo y el otro conteniendo cargas reactivas, esto es, inductiva y capacitiva.

9.3.7 Circuito resistivo

La Fig. 9.8 muestra un circuito puramente resistivo donde la corriente y la tensión están en fase. En el primer cruce por cero después de que el interruptor abre, la tensión también es cero, y el arco se extingue y la TTR e’ crece a través de los contactos del interruptor a la frecuencia fundamental como se muestra en la Fig. 9.8(b).

9.3.8 Circuito inductivo

Para el caso de un circuito puramente inductivo, como se muestra en la Fig. 9.9, se presentan las siguientes condiciones:

tEsene sω=

tLEi s

s

ωω

cos−=

A un instante de la extinción, es decir, t=3π/2, la TTR a través del interruptor es igual a –E. La Fig. 9.9(b) muestra que la tensión tiende instantáneamente a recuperar su valor máximo. Imponiendo, con esto, una TTR con frente de onda escarpada a través del interruptor.

V

L 1

C S LV

2 LÍNEA

Fig. 9.6 Circuito equivalente para análisis de falla de línea corta (para la primer fase que abre).


2

E

t0

V

V

2 E

0t

VS =

V

L

V

L

S

t

(b)

U

t

V0

(a)

Fig. 9.7 Características de la TTR para falla de línea corta.

contactosSeparación de

i

e

eCorriente

Extinción delarco

e'

cero

i

R

e'

(b)

(a)

Fig. 9.8 Características de la TTR en un circuito resistivo.

CFE/CTT

9-12


CFE/CTT

9-13

Separación decontactos

e

e

e'

Extinción delarco (b)

i

i

L

(a)

e'

Fig. 9.9 Características de la TTR en un circuito inductivo.

9.3.9 Circuito capacitivo En el instante t = 0, e’= 0 Las características de la TTR en un circuito puramente capacitivo, también son de interés, debido a que en este tipo de arreglos, el factor de potencia es igual a cero, como se ve en la Fig. 9.10.

La TTR es una onda cosenoidal desplazada, como se muestra en la Fig. 9.10 (b). En el instante de la corriente cero, la tensión en las terminales del interruptor es también cero. Medio ciclo después (8 ms), esta tensión se incrementa hasta alcanzar un valor máximo de 2E, por lo que sí la rigidez dieléctrica del medio interruptivo entre los contactos no es la adecuada, seguramente ocurrirá un reencendido.

El comportamiento de este circuito puede ser analizado en el instante de la extinción del arco, es decir a t=3π/2,

Eec −=

Después de haber establecido que el factor de potencia influye fuertemente en la severidad de la interrupción, es importante demostrar que, dependiendo de los diferentes arreglos de los parámetros del circuito a interrumpir, también se afecta la severidad de la interrupción. Esto sucede, aunque la tensión aplicada, la corriente y el factor de potencia

y

tEe sωcos=

De esta forma la tensión en las terminales del interruptor sería:

)cos1(' tEeee sc ω−=−=


sean los mismos, lo que significa que además de usar el factor de potencia como criterio para evaluar la severidad de la interrupción también se requiere considerar los parámetros del circuito, es decir la impedancia de la carga. La impedancia de la carga del circuito que se va a interrumpir puede tener diferentes arreglos de resistencias y reactancias. Estos arreglos pueden ser en serie, en paralelo y en serie-paralelo. Por ejemplo la Fig. 9.9 (a) muestra un circuito con los parámetros de la carga conectados en serie. Si analizamos este circuito en el instante del cruce por cero de la corriente, la tensión a través del interruptor tiende a cambiar instantáneamente del valor de la tensión del arco al valor pico de la tensión del sistema. Sin embargo, en la práctica, el valor de la razón de crecimiento de la TTR a través de los contactos se reduce,

debido al intercambio de energía entre la inductancia y la capacitancia parásita. Esta tensión tendrá un cambio repentino en su magnitud que oscila alrededor de la tensión nominal. Estas condiciones se muestran en la Fig. 9.11.

Si se conectan los elementos del circuito en paralelo como se muestra en la Fig. 9.12, las condiciones en la red cambian aún cuando la corriente total y el factor de potencia son los mismos que en el circuito anterior. Al instante en que la corriente total del interruptor es cero, fluye una corriente entre las ramas resistiva e inductiva, originando que la tensión “eL” a través de los elementos del circuito sea igual a la tensión de la fuente “e”. Por lo tanto, a corriente cero, la tensión a través de los contactos es cero.


ie

i

Extinción delarco

e'

e ec

C

ec

(b)

e'

(a)

Fig. 9.10 Características de la TTR en un circuito puramente capacitivo.

CFE/CTT

9-14


La tensión eL a través de los elementos del circuito disminuye proporcionalmente a:

−

LRt

e

La TTR resultante para esta condición se incrementa desde cero hasta la tensión del sistema tal como lo ilustra la Fig. 9.12 (b), pero a una razón de cambio mucho menor que en el circuito serie de la Fig. 9.11 (a).

En la práctica, el caso más probable de condición de carga es, sin embargo, una combinación entre componentes serie-paralelo. La tensión transitoria de

restablecimiento y consecuentemente la interrupción más severa resultante, para un factor de potencia dado, depende en este caso de la proporción de los elementos serie-paralelo. Si los componentes de impedancia serie son mayores que los componentes en paralelo, el frente de onda de la tensión transitoria de restablecimiento será escarpado y la interrupción será más difícil. De la misma forma, si la impedancia predominante en la carga del circuito es la rama en paralelo, la TTR será aproximadamente la mostrada en la Fig. 9.12 (b) y el circuito se interrumpirá más fácilmente.

e

e

Extinción delarco


(b)

i

i

R

C

L

(a)

e'

e'

Fig. 9.11 Características de la TTR en un circuito RLC considerando la impedancia de la carga.

CFE/CTT

9-15


La diferencia en la TTR para el circuito serie paralelo a un factor de potencia dado, puede ser ilustrado considerando la ecuación fundamental de la tensión a través del interruptor. Por ejemplo, para el circuito serie de la Fig. 9.11 (a), la TTR está dada por la siguiente expresión:

)cos1()(' tsenEtsenEe ns ωϕϕω −++=

Donde:

RLTaninicialpotenciadefactor sω

ϕ 1−==

La razón de crecimiento de la tensión transitoria en función del tiempo, se obtiene mediante diferenciación de e’, y está dada por la siguiente expresión:

( ) ( tsensenEtcosEdt

'dennss ωϕωϕωω ++= )

Para el circuito en paralelo de la Fig. 9.12, la TTR es la suma algebraica de la tensión a la frecuencia fundamental y la tensión a través de la inductancia y está dada por la expresión:

)()(' L

Rt

s esenEtsenEe−

−+= ϕϕω

Donde

n

XLω

=

Por lo que la razón de cambio de crecimiento de la tensión transitoria para este circuito está dada por la expresión:

)()cos(' X

Rtn

ss

n

esenEX

RtEdtde ω

ϕω

ϕωω ++=

Para propósitos de comparación, la tensión de restablecimiento del circuito capacitivo de la Fig. 9.10 tiene una forma de onda senoidal y la razón de cambio con respecto al tiempo está dada por la siguiente expresión:

tsenEdtde

ss ωω='

Si se requiere calcular la razón de elevación de la tensión de restablecimiento para estos tres circuitos, ésta puede ser calculada sustituyendo el mismo valor relativo para ωs y un factor de potencia de 0.7 a un tiempo arbitrariamente seleccionado de 200 µs después de la interrupción de corriente. La razón de elevación de la tensión de restablecimiento para el circuito serie es de 14.5E, para el circuito en paralelo es de 1.2E y para el circuito capacitivo es de 0.11E.

Utilizando la razón de elevación de la tensión de restablecimiento como un criterio, en este ejemplo el circuito serie es 12 veces más severo que el circuito paralelo considerando la misma corriente, tensión y factor de potencia. Puede notarse también que la razón de 12 cambia conforme el transitorio desaparece, y por supuesto depende del factor de potencia.

9.3.10 Efecto de la corriente asimétrica

Se ha observado que, para todas las fallas asimétricas que involucran la tierra en un sistema sólidamente aterrizado, la tensión de restablecimiento de frecuencia fundamental es igual a la tensión máxima de fase a neutro del sistema (E).

Para una falla de fase a fase, la tensión de restablecimiento de frecuencia fundamental en cada una de las dos fases es de 0.866E, ya que para ambas fallas de fase a fase aterrizadas y

CFE/CTT

9-16


no aterrizadas, el interruptor en las fases falladas las libera simultáneamente.

En general, el tipo más probable de falla es de fase a tierra. Esto es particularmente cierto en sistemas de alta tensión y puede hacerse notar que, en algunas líneas de transmisión largas, la magnitud de la tensión en las fases no falladas siguiente a la falla de una fase a tierra, puede alcanzar un valor de hasta 2 p.u.

Las fallas a tierra pueden originar que la corriente en los interruptores en las fases falladas sea tan grande como la corriente de un cortocircuito trifásico, si la impedancia de la fuente de secuencia cero atrás del interruptor es menor que la impedancia de la fuente de secuencia positiva. Un ejemplo importante de esto se presenta en los interruptores en alta tensión conectados a unidades generador-transformador, donde el transformador tiene un devanado en delta en el lado generador y una estrella conectada en el lado de alta tensión. En este circuito, la impedancia total de la fuente de secuencia positiva consiste en la impedancia del generador más la impedancia del transformador, mientras que la impedancia de la fuente de secuencia cero es la del devanado con conexión estrella únicamente. Esto resulta en la corriente interrumpida por fallas de tierra cercanas, típicamente 20% ó 30% mayores que para una falla de localización similar trifásica.

9.4 CONDICIONES DE OPERACIÓN

9.4.1 Interrupción de corrientes capacitivas

Además de la interrupción de corrientes de carga y de falla, el interruptor debe ser capaz

de interrumpir corrientes capacitivas. La interrupción de corrientes capacitivas puede ser una tarea severa para los interruptores. Este tipo de corrientes pueden ser provocadas por: la carga de una línea o cable en vacío, la corriente de carga estática de un banco de capacitores, teniendo en la mayoría de los casos un valor máximo de unos cientos de amperes. La corriente capacitiva normalmente se interrumpe muy cerca del cruce por cero de la misma, inmediatamente después de que se separan los contactos del interruptor. Después de la interrupción a la frecuencia nominal de la tensión alterna, aparece la TTR a través de los contactos del interruptor, que puede alcanzar magnitudes de 2 a 3 veces la tensión pico nominal de línea a tierra uno y medio ciclos después. Un rompimiento del dieléctrico entre los contactos durante este intervalo puede producir sobretensiones transitorias.

El circuito controlado por el interruptor puede ser representado como se ve en la Fig. 9.13.

El diagrama anterior es el equivalente a cables o líneas aéreas con valores de capacitancias Cl y C0. Los principales esfuerzos que se presentan en el interruptor son al cierre y a la apertura.

Al cierre, el transitorio de las corrientes de carga es causado por el traslape de las corrientes que vienen de la red y de las corrientes de descarga de las capacitancias lado fuente.

CFE/CTT

9-17


contactosSeparación dee

L

e

e i

i

Le

L

R

(b)Extinción del

arco

(a)

e'

e'

C

Fig. 9.12 TTR en un circuito RL.

C ,C

1X X0

1 0 Vg 0C ,C1 Vc

Interruptor

Fig. 9.13 Circuito capacitivo.

A la apertura, la TTR entre contactos es causada por la diferencia entre las tensiones de la fuente y la capacitancia desconectada. Las corrientes transitorias de Inrush pueden llegar a tener magnitudes y frecuencias extremadamente altas y, en algunos casos, el

valor de la potencia al cierre puede ser excedida. Debido a la alta oscilación de la frecuencia y a una larga duración del prearco, el primer pico de corriente puede ocurrir antes de que los contactos hayan cerrado. Los

CFE/CTT

9-18


esfuerzos dinámicos debidos al prearco pueden ser considerables.

La TTR durante la apertura puede alcanzar valores de pico muy altos, expresados por:

VCTTR )32(3≈

Siendo V la tensión trifásica del banco de capacitores antes de la interrupción. El valor pico es obtenido medio ciclo después de la frecuencia de operación y puede exceder la rigidez dieléctrica entre los contactos, dando origen a un reencendido. Estos reencendidos son muy peligrosos porque pueden originar una serie de interrupciones y reencendidos con algunos incrementos de tensión sobre el sistema en el lado carga hasta provocar la falla del aislamiento.

Corrientes Inrush

La energización de un banco de capacitores por cierre de un interruptor, produce además de la TTR, una corriente de Inrush. La magnitud y la frecuencia de esta corriente están en función de la tensión del sistema, de la capacitancia del circuito, de los valores y localización de las inductancias en el circuito, de las cargas sobre los capacitores al tiempo del cierre del circuito y del amortiguamiento del transitorio en la interrupción.

La desconexión de un banco de capacitores generalmente no tiene problemas, ya que la corriente Inrush generada es menor que la corriente de cortocircuito en este punto. Cuando dos o más bancos de capacitores son desconectados uno tras otro, la magnitud y frecuencia de la corriente Inrush pueden causar problemas en el interruptor o en el sistema.

El cálculo de las corrientes de Inrush se realiza sobre la base de que el banco de capacitores tiene una carga inicial y que el circuito se cierra a un tiempo, en el que produce la máxima corriente de Inrush.

La corriente de Inrush puede ser calculada conociendo las impedancias de la red, por ejemplo:

a) Conexión de un banco de capacitores monofásico

Cuando se conecta un banco de capacitores, como se ilustra en la Fig. 9.14, el valor de la corriente Inrush y su frecuencia están dados por las expresiones siguientes:

=

CLtsen

CL

Vi0

VLCipico

032

=

Para L0 >> L, la frecuencia es:

CL21f

0π=

Donde:

V = Tensión entre fases del sistema

L0 = Inductancia de la línea del sistema

C = Capacitancia del banco

CFE/CTT

9-19


C

L

L 0

Fig. 9.14 Banco de capacitores monofásicos.

b) Conexión de un banco con otro ya conectado en paralelo (Back to Back)

Cuando se energiza un banco de capacitores con otro ya conectado en paralelo, se presentan magnitudes y frecuencias grandes de corriente Inrush. La magnitud de la corriente está limitada sólo por la impedancia del banco de capacitores y por la inductancia de los bancos que están siendo energizados.

Un diagrama típico representando la energización de un banco de capacitores con otro en paralelo se muestra en la Fig. 9.15. El valor pico de la corriente Inrush y su frecuencia están dados por las siguientes expresiones:

VLLL

Cib

Tpico )(3

221 ++

= ,

VLLL

1)CC(

CC32i

b2121

21pico +++

=

y

)(21

21 bT LLLCf

++=

π

Donde:

CT = C1 + C2

V = Tensión entre fases del sistema

L1 y L2 = Inductancia entre los bancos de capacitores, incluyendo la inductancia de los bancos

Lb = Inductancia del bus entre bancos

c) Conexión con N bancos conectados en paralelo (Back to Back)

La Fig. 9.16 muestra el circuito de N bancos conectados en paralelo. Para calcular la magnitud pico de la corriente Inrush y la frecuencia, se requiere sustituir L' y C' por L2 y C2 en las ecuaciones del inciso anterior, (b). Los cálculos son correctos si LICl = L2C2 y es una aproximación para otros casos. Donde:

nLLLL

L1...111

1'

321

++++=

y

nCCCCC ++++= ...' 321

CFE/CTT

9-20


Interruptor 1

C

L

Interruptor 2 Interruptor 2

1 C

L1 C1 C2

Interruptor 1

bL

( L , L , L )b1 2

2

2

(a) (b)

Fig. 9.15 (a) Bancos de capacitores en paralelo y (b) circuito simplificado equivalente de dos bancos de capacitores en paralelo.

Donde:

Lb = Inductancia del bus entre bancos

L1 = Inductancia serie con el capacitor interrumpido

C1 = Capacitancia inicial del banco

Ll, L2,..., Ln = Inductancia en serie de los bancos de capacitores lado fuente

Cl, C2,...,Cn = Capacitancia de los bancos lado fuente (corresponde a los valores iniciales)

V = Tensión del sistema

En la Tabla 9.1 se presentan algunos valores típicos de inductancia entre bancos de capacitores.

Guías generales de aplicación

El primer factor que necesita tomarse en cuenta cuando se considera la aplicación de un interruptor para la interrupción de corrientes capacitivas, es el tipo de interruptor a usar. Si, por cualquier circunstancia, el candidato es un interruptor en aceite, entonces se deben de tomar consideraciones muy serias para evitar la posibilidad de exceder la máxima frecuencia de la corriente Inrush. Los interruptores en aceite son extremadamente sensibles a la corriente Inrush y si fallan abajo de los límites máximos pueden provocar fallas catastróficas.

Con interruptores modernos la frecuencia de la corriente Inrush es menos preocupante para el interruptor en si, sin embargo en la mayoría de los casos constituye un factor limitante ya que puede afectar a otros equipos como los transformadores de corriente.

CFE/CTT

9-21


Interruptor 1

1

L

C

1

C 2

L2

L

Interruptor 3

C

Interruptor 2

3

L3

Interruptor n

nC

L n

b

Fig. 9.16 Circuito de conexión de “n” bancos de capacitores en paralelo.

Tabla 9.1 Valores típicos de inductancias entre bancos de capacitores.

Tensión nominal máxima (kV)

Inductancia por fase del bus (µH/pie)

Inductancia típica entre bancos (µH)

15.5 – 25.8 0.214 10 – 20

38 0.238 15 – 30

48.3 0.256 20 – 40

72.5 0.256 25 – 50

121 0.261 35 – 70

145 0.261 40 – 80

169 0.268 60 – 120

242 0.285 85 – 170

CFE/CTT

9-22


Limitación de la corriente y frecuencia Inrush

Cuando se determina la necesidad de limitar la magnitud y la frecuencia de la corriente Inrush, se recomienda usar:

• Resistencias o inductancias de cierre, que son conectadas momentáneamente durante el periodo de energización del banco de capacitores y después son cortocircuitados.

• Reactores permanentemente conectados al circuito. Este procedimiento reduce la eficiencia de los capacitores e incrementa las pérdidas del sistema.

• Energización sincronizada donde el cierre de los contactos del interruptor está sincronizado para que éste se efectúe muy próximo al cruce por cero de la tensión, reduciendo efectivamente la corriente Inrush.

Aplicación de interruptores cerca de un banco de capacitores

Se debe de tener un cuidado especial para asegurar que los interruptores de línea no se utilicen en la interrupción de bancos de capacitores debido a que, para cierto tipo de fallas, la aportación hecha a la falla por la corriente Outrush proveniente del banco de capacitores, en la mayoría de los casos es mayor que la encontrada en la energización de bancos en paralelo. La solución a este problema es la inclusión de resistencias de preinserción y de apertura en los interruptores

o la instalación de reactores limitadores de corriente en serie con los bancos de capacitores o con el interruptor. La Fig. 9.17 muestra la configuración de un circuito que produce grandes corrientes Outrush.

Tensión de restablecimiento en la primera fase

La forma de onda de la tensión de restablecimiento sobre los polos del interruptor está determinada por los siguientes parámetros:

• Tensión sobre el interruptor antes de la interrupción.

• La potencia de cortocircuito de la red.

• Estado que guarda el sistema de neutro.

• C1/C0 relación de las capacitancias de carga.

• Capacitancia lado fuente del interruptor.

• Frecuencia de la red.

• Discordancia de fases en el interruptor.

• Reencendidos entre los contactos.

• Presencia de resistencias de preinserción en paralelo.

CFE/CTT

9-23


CB1

Falla

2CB

Fig. 9.17 Diagrama típico donde la contribución de la falla del banco de capacitores puede producir corrientes que exceden la capacidad del interruptor CB2.

Inicialmente consideraremos la tensión de restablecimiento sobre una fase de un interruptor no equipado con resistencias de preinserción, suponiendo que las otras fases no son operadas. En la Fig. 9.18 no se considera la capacitancia del lado fuente del interruptor.

Teniendo la tensión V sobre el interruptor, previa a la interrupción, se determina la tensión entre los contactos del interruptor con la suposición de que no se presentan reencendidos. La forma de onda de esta tensión se presenta en la Fig. 9.19.

1X X0

VV

Interruptor

C ,C1 0

V

Fig. 9.18 Interruptor sin resistencias de preinserción.

CFE/CTT

9-24


V 1V

2

3 /2

(Ip.u.=V 2/ 3)

/2U

(O)

Vp.u.

t

Fig. 9.19 TTR en un interruptor sin considerar reencendidos.

La tensión aún tiene la forma oscilante superpuesta sobre la componente de corriente directa.

21 cos VtVV ∆−∆=∆ ω

En el caso más general, ∆V1 y ∆V2 tienen los valores siguientes:

)21(21

))(1(3

1

011

0

1

100

111

1

XXCX

CC

CXCCCx

V+−+

−−=∆

ω

ωω

)21(21

)22

1

011

0

1

10110

1

2

1

2

XXCX

CC

CXCXCC

CC

V+−+

−−=∆

ω

ωω

En realidad existe una oscilación inicial que es amortiguada a la frecuencia del circuito en el lado fuente, según se muestra en la Fig. 9.20.

La amplitud es:

21 VVV ∆−∆=∆

Esta oscilación inicial puede provocar una reignición entre los contactos si la interrupción ocurre inmediatamente después de la separación de estos, cuando el aislamiento entre los contactos es muy pequeño. Si el interruptor es capaz de soportar el primer pico de la oscilación de la tensión, es posible que se presente un reencendido en el instante tm=π/ω.

CFE/CTT

9-25


V (O

)

t

Vp.u.

Fig. 9.20 Onda de tensión transitoria de restablecimiento.

La norma IEC-62271-100-2001 define a la reignicion como aquellos reencendidos que ocurren dentro de un cuarto de ciclo después de haber ocurrido la interrupción, y al reencendido como la ruptura del dieléctrico entre los contactos, que ocurre después del intervalo de un cuarto de ciclo. La diferencia entre uno y otro es importante porque el reencendido origina sobretensiones en el circuito lado carga y el evento de reignición no.

Interrupción en las fases subsecuentes

Los esfuerzos máximos entre contactos de una fase son generalmente reducidos por la interrupción de la corriente en las otras fases. La tensión de restablecimiento sobre la primer fase toma los siguientes valores:

Para C1/C0 = 1 V(tm) = - 2.0 p.u.

Para C1/C0 = 2 V(tm) = - 2.225 p.u.

Para C0 = 0 V(tm) = - 3.0 p.u.

Sin embargo, se debe de tomar en cuenta la posibilidad de discrepancias en el disparo del interruptor, es decir, si la separación de contactos en la segunda y tercera fase ocurre con un retardo de tiempo que exceda 120° comparado con el primer polo, la interrupción no será confiable si tiene lugar en aquel.

9.4.2 Interrupción de corrientes en circuitos con una relación X/R alta

Los valores de cortocircuito establecidos en las normas están basados en una relación X/R de 17 a 60 Hz y de 14 a 50 Hz. Estos valores promedio son representativos de la mayoría de las aplicaciones. Sin embargo, existen todavía un gran número de aplicaciones donde la

CFE/CTT

9-26


relación X/R del sistema es mayor a los valores establecidos por las normas. A este respecto surgen las siguientes dudas o preguntas: ¿cuál es el interruptor adecuado para esta aplicación? y ¿cuáles son las características nominales del interruptor a utilizar?.

Lo primero que se necesita recordar es que las características nominales del interruptor están determinadas por los valores de corriente simétrica y que estos valores no deben de ser rebasados. También, se sabe que la corriente asimétrica es una función dependiente del tiempo, o de la razón X/R del sistema y por lo tanto, de la constante de apertura de los contactos de un interruptor. La corriente eficaz (rms) en el punto de separación de los contactos, se incrementa en función del incremento de la asimetría, que es el resultado del incremento de la constante de tiempo del circuito.

Para aplicaciones de interruptores en alta tensión, en prácticamente todos los casos, es posible ignorar los efectos de la componente transitoria de corriente alterna y considerar solamente la componente de corriente directa. Obviamente, esto genera un pequeño error en los cálculos, principalmente en interruptores tipo distribución. Los errores esperados en la mayoría de las veces serán conservadores y los resultados van a permitir especificar un interruptor con capacidades mayores para asegurar un buen margen de seguridad. Debemos considerar que el error está dentro de los límites de operación aceptables, mientras no se efectúe un análisis matemático riguroso del circuito completo. De acuerdo a la experiencia, se puede considerar que este enfoque es conservador y válido.

En la Fig. 9.21 se presenta una gráfica de la razón entre la corriente asimétrica y la corriente simétrica para diferentes valores de X/R. La razón entre las dos corrientes se llama el factor “S” y es usado como un factor multiplicador para establecer los valores de la relación entre la corriente simétrica y la corriente asimétrica y viceversa.

El primer paso en el proceso de aplicación es determinar la magnitud de la corriente de cortocircuito y calcular la razón X/R del circuito.

Si la razón X/R del circuito es igual o menor a 17, entonces la selección del interruptor se basa en la capacidad de interrupción de corriente simétrica, que es igual o mayor que la corriente de cortocircuito calculada.

Si la razón X/R es mayor a 17, entonces se requiere determinar el tiempo de separación de contactos, que de acuerdo con su definición, es igual al tiempo de apertura más medio ciclo del retraso de la apertura. Una vez que se conoce este valor de tiempo, se determinan los valores de los factores “S”de la Fig. 9.21 para el valor calculado de X/R y para el valor normalizado de 17.

Posteriormente, se multiplica la corriente de cortocircuito calculada por el factor “S” que corresponde a la razón X/R del circuito para obtener el valor eficaz de la corriente asimétrica y se divide este valor por el factor “S” que corresponde a la razón X/R de 17. El resultado obtenido es la corriente nominal mínima de interrupción que se requiere para esta aplicación en particular.

CFE/CTT

9-27


Intervalo de tiempo (ms)X/R=20X/R=40X/R=70

40

Fact

or "

S"

10

1.1

1

1.2

1.3

X/R=60X/R=35X/R=17

20

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

60

X/R=25X/R=45X/R=80

60

X/R=30X/R=50

100

Fig. 9.21 Factor “S” para valores de corriente asimétrica con decremento de CD.

Por ejemplo, si se requiere determinar la capacidad interruptiva nominal de un interruptor para instalarse en un circuito de 121 kV, con una corriente de cortocircuito de 14 kA con X/R de 50. Se selecciona un interruptor de 5 ciclos con un tiempo de apertura de contactos de 50 ms.

En la gráfica de la Fig. 9.21 se observa que los factores “S” para una X/R de 50 es de 1.39 y para una X/R de 17 es de 1.1.

La corriente eficaz a una razón X/R=50 es:

IT = 14,000 x 1.39=19,460 amperes

La corriente eficaz a una razón X/R=17 es:

IR = 19,460/1.1 = 17,690 amperes

Los resultados indican que se debe seleccionar un interruptor con una capacidad interruptiva de 20 kA o mayor.

Para este mismo ejemplo, si consideramos que tenemos disponible un interruptor de 20 kA y 3 ciclos y deseamos aplicarlo a un sistema con una X/R de 80, la capacidad interruptiva máxima de este interruptor para esta aplicación se determina multiplicando la capacidad simétrica nominal por el factor “S” correspondiente a la X/R de 80.

Para este interruptor, el tiempo de apertura de contactos es de 35 ms, por lo que los dos factores “S” para X/R de 17 y 80 son 1.2 y 1.56 respectivamente. La relación entre estos dos factores es 1.2/1.56 = 0.77. El producto de

CFE/CTT

9-28


CFE/CTT

9-29

este factor por la corriente nominal simétrica es:

20 x 0.77 = 15.4 kA

Este valor representa la nueva corriente simétrica nominal para la aplicación en un sistema con una X/R de 80.

Si ahora consideramos que este interruptor va a ser instalado en las cercanías de un generador, se requiere tomar en cuenta los efectos de la componente transitoria de C.A., los cuales se proporcionan en la Figura 9.22.

Para este caso en particular, el factor “S” para la componente transitoria de CA para una X/R de 80, en la misma Fig. 9.22, es aproximadamente 1.42 y el factor “S” para la componente de C.D. para una X/R de 17 es

1.2. La razón entre estos dos factores “S” es 1.2/1.42 = 0.84.

Por lo tanto la capacidad interruptiva máxima es 20 x 0.84 = 16.8 kA.

9.4.3 Interrupción de corrientes inductivas

En un sistema de alta tensión, se utilizan reactores para la compensación de reactivos en el sistema. Estos se conectan al devanado en delta de los terciarios de los autotransformadores, mediante interruptores de alta tensión. Los bancos de reactores se operan, en algunas ocasiones, hasta dos o tres veces al día, por lo que los interruptores para esta aplicación deben de operar en forma satisfactoria un gran número de operaciones.

Fact

or "

S"

1.2

101

1.1

20 30

1.5

1.3

1.4

1.6

40 50 60 70

X/R=20

X/R=30

X/R=40

X/R=50

X/R=60

X/R=70

X/R=80

Intervalo de tiempo (ms)

Fig. 9.22 Factor “S” asimétrico incluyendo el decremento de C.A.


En general, la energización y desenergización de reactores está asociada con la interrupción de “corrientes inductivas” de magnitudes pequeñas que pueden causar el fenómeno conocido como interrupción prematura (chopping) y reencendidos múltiples durante el proceso de interrupción, que consecuentemente generan sobretensiones transitorias de gran magnitud con frecuencias grandes. Por lo tanto, es probable que en situaciones donde los reactores están conectados, las sobretensiones resultantes pueden exceder los límites de diseño de los interruptores.

El término “corrientes inductivas” incluye todas las corrientes que no exceden los rangos de corriente que los interruptores absorben por carga inductiva. Los casos más conocidos donde se presenta la interrupción de pequeñas corrientes inductivas, aparte de la energización de bancos de reactores shunt, son:

• Corrientes magnetizantes de transformadores sin carga.

• Corrientes de carga de motores de inducción.

• Corrientes de carga de transformadores que alimentan a reactores shunt.

Cuando un interruptor abre un circuito con corriente magnetizante de un transformador sin carga o con corriente (absorbida) de un motor de inducción en vacío, puede ocasionar sobretensiones extremadamente altas en el lado carga del interruptor. Estas sobretensiones pueden generar descargas que,

si ocurren sobre los aislamientos, pueden debilitarlos o provocar falla permanente. La falla permanente se puede manifestar en maniobras de cierre subsecuentes.

La Fig. 9.23 muestra el circuito equivalente de un transformador monofásico o un reactor.

Debido a que la carga es inductiva tenemos que:

LC

60601 ω

ω>>

y

LR 60ω<<

La corriente IC(t) a 60 Hz es muy pequeña comparada con IL(t), lo que significa que la corriente que circula por el interruptor en estado estable, es prácticamente la IL(t). El comportamiento de las tensiones y las corrientes senoidales se ilustran en la Fig. 9.24.

En la Fig. 9.24 se observa, también que la IC(t) está prácticamente en oposición de fases con la IL(t). Si el interruptor interrumpe la corriente en su cero natural (60 Hz), en ese instante el capacitor C se carga a la tensión máxima y a través de L y C no existe circulación de corriente. Inmediatamente después, el capacitor C se descarga sobre la inductancia L oscilando a la frecuencia de acuerdo a la siguiente expresión:

LC21f

π=

CFE/CTT

9-30


aCe (t)

+

La

C(t)V

R

I (t)

K

I (t)

CI (t)

L

L

Fig. 9.23 Transformador o reactor monofásico.

El rango de magnitudes de f para el caso de transformadores, está entre 200 a 5000 Hz. Para transformadores de alta relación estos valores de frecuencia se manifiestan bajos. La frecuencia también varía para transformadores de la misma relación de tensión. En realidad f no es constante, ya que L no es constante debido a la saturación del núcleo, como se aprecia en la Fig. 9.25.

Para esta aplicación, los interruptores en SF6 están más limitados en cuanto a la capacidad para soportar incrementos fuertes de crecimiento de la TTR que los interruptores en vacío, con características nominales similares. Por lo tanto, para aplicaciones

donde sea posible utilizar interruptores en vacío, la selección de éste es la mejor opción. Sin embargo, para aplicaciones superiores a 38 kV, la elección más factible son los interruptores en SF6. Una solución para disminuir la tasa de crecimiento de la TTR es la inclusión de capacitores. Esto evita que el interruptor se sobreesfuerce, especialmente durante el periodo de recuperación térmica, que ocurre durante los primeros 2 µs después de la interrupción de corriente. Estos capacitores se conectan en paralelo a los contactos del interruptor o bien de línea a tierra en las terminales del interruptor.

CFE/CTT

9-31


I(t)C'I

CI I

L

VV (t)

(t)LI

t

Fig. 9.24 Voltajes y corrientes senoidales producidas durante la desconexión del circuito de la Fig. 9.23.

ot

V(t)

(t)I

Fig. 9.25 Deformación de la corriente debido a la saturación.

CFE/CTT

9-32


El tamaño del capacitor se calcula considerando que la TTR es generada por un circuito equivalente en serie LC, con retraso inicial de tiempo de (td). Se considera que este tiempo es mayor a 2 µs. El valor del retraso de tiempo está dado por:

Td = Z x Cm

Donde:

Td = Retraso inicial de tiempo, en microsegundos.

Z = Impedancia.

Cm = Valor de la capacitancia incluida, en microfaradios.

Otra solución para reducir las sobretensiones y modificar las características de la TTR es el uso de interruptores con resistencias de apertura o el uso de apartarrayos de óxido metálico instalados directamente en el interruptor. Las resistencias de apertura se conectan en paralelo a los contactos principales del interruptor. El valor de las resistencias de cierre debe de ser aproximadamente igual a la reactancia óhmica del reactor.

Cuando el interruptor se va a usar para operar reactores en paralelo que están conectados al bus, su capacidad interruptiva de corriente de falla se determina en relación a los requerimientos del sistema. Si el interruptor se va a usar para reactores que están conectados a líneas de transmisión, puede que no se requiera la capacidad interruptiva. Sin embargo, se requieren las capacidades de corriente sostenida de corta duración y la momentánea, que deberán ser iguales a las del interruptor que proporciona la protección primaria contra falla del circuito.

Otro enfoque que se está usando con mayor frecuencia para esta aplicación es la apertura sincronizada del circuito. Este enfoque se presenta en un inciso posterior.

9.4.4 Ferroresonancia

Como se discutió anteriormente, el uso de capacitores ayuda a mejorar la capacidad de soporte de la TTR y, por lo tanto, la capacidad interruptiva del interruptor. Los capacitores se instalan a través de los contactos en fases que tienen cámaras múltiples con el propósito de compensar la distribución de tensión a través de las cámaras individuales. En general, para estos propósitos entre mayor sea la capacitancia, mayor será el beneficio. Sin embargo, la desventaja de usar capacitancias grandes, aparte del costo y complejidad agregada, existe la probabilidad de crear un fenómeno conocido como ferroresonancia. Este se presenta entre el capacitor y los transformadores de potencial que estén conectados a las líneas desenergizadas.

Este fenómeno se presenta cuando existe un transformador conectado al bus. En este caso existe una conexión en serie de los capacitores con el transformador, como se muestra en la Fig. 9.26. El circuito equivalente, es básicamente un divisor de tensión (Xm/Xc-Xm). Cuando la reactancia capacitiva (Xc) se iguala a la reactancia inductiva (Xm) del transformador, la tensión en el bus se hace teóricamente infinita, pero en realidad la tensión está limitada por la impedancia no lineal del transformador y su magnitud depende de la intersección de la tensión capacitiva con la tensión de saturación del transformador. Si el punto de intersección esta debajo de la rodilla de la curva de saturación, la sobretensión puede ser muy severa y dañar al transformador. Una solución para este

CFE/CTT

9-33


CFE/CTT

9-34

problema es agregar un resistor de bajo valor óhmico conectado a través del secundario del transformador.

9.4.5 Apertura y cierre sincronizado

La apertura y cierre de los contactos en un interruptor se efectúa normalmente en forma totalmente aleatoria, por lo que en el sistema pueden aparecer transitorios de tensión y de corriente ya tratados en incisos anteriores. Una forma de controlar el comportamiento de estos transitorios es mediante la inclusión, en las terminales del interruptor, de componentes como, resistencias, capacitores, reactores, apartarrayos o una combinación de estos. Sin embargo, estos transitorios se pueden controlar, sin la necesidad de incluir componentes externos, mediante la operación del interruptor en forma sincronizada con las oscilaciones de corriente o de tensión, dependiendo de la operación, ya sea de cierre

o de apertura. Esto significa que para la operación de apertura de contactos, el interruptor debe de abrir exactamente al cruce por cero de la corriente de cortocircuito, y para el cierre, este deberá ocurrir al cruce por cero de la tensión.

Las aplicaciones en las que la operación sincronizada de interruptores tiene un beneficio importante, son aquellas que involucran energización y desenergización de transformadores sin carga, bancos de capacitores y reactores. También la energización de líneas de transmisión y la apertura de interruptores para interrumpir corrientes de cortocircuito se pueden beneficiar con la operación sincronizada.

El beneficio inmediato derivado de la operación sincronizada de interruptores para las diferentes aplicaciones, es una reducción del tamaño y la erosión de los contactos de arqueo.

E

(b)(a)

Xc

X L

C

Línea

CB

Lm

Fig. 9.26 Relación entre los componentes de un circuito para el fenómeno de ferroresonancia: (a) circuito equivalente y (b) diagrama unifilar.


Las Figs. 9.27 y 9.28 muestran una comparación de las tensiones transitorias para una operación de cierre no-sincronizada y una operación de cierre sincronizada. Como puede verse en estas figuras, la componente de alta frecuencia de la tensión es prácticamente eliminada cuando los contactos cierran al cruce por cero de la tensión.

Las Figs. 9.29 y 9.30 muestran una comparación relativa de la energía del arco que soporta el interruptor durante la extinción de una apertura no sincronizada de 12 ms de tiempo de arqueo y de una apertura sincronizada de 3 ms de tiempo de arqueo.

9.4.6 Relevador de sincronismo

Los interruptores que operan cargas reactivas (bancos de reactores, bancos de capacitores, transformadores y líneas de transmisión), en ocasiones provocan un gran transitorio de tensión y de corriente. Estos transitorios provocan grandes esfuerzos en todos los equipos de la subestación y de la red eléctrica, ocasionando envejecimiento acelerado o, en el peor de los casos, fallas. Para prevenir este tipo de problemas, se han desarrollado controladores que habilitan al interruptor para operar en forma sincronizada con la tensión de fase del sistema. Para ilustrar este proceso, en la Fig. 9.31 se presenta la interrupción de una carga reactiva sin apertura sincronizada y en la Fig. 9.32 se muestra la interrupción sincronizada de la misma carga reactiva.

Tens

ión

p.u.

Tiempo, ms

5 10 15 20 25 30

Fig. 9.27 Onda de tensión correspondiente a una operación de cierre no sincronizada de un interruptor operando un banco de capacitores.

CFE/CTT

9-35


CFE/CTT

9-36

Tens

ión

p.u.

Tiempo, ms

5 10 15 20 25 30

Fig. 9.28 Onda de tensión correspondiente a una operación de cierre sincronizada de un interruptor operando un banco de capacitores.

Cor

rient

e, k

A

Tiempo, ms

5 1510

Tiempo de arqueo

20

Fig. 9.29 Tiempo de arqueo para una interrupción no sincronizada.


Tiempo de arqueo

Cor

rient

e, k

A

Tiempo, ms

105 15 20

Fig. 9.30 Tiempo de arqueo para una interrupción sincronizada.

Cuando se conecta un banco de capacitores al sistema eléctrico, se puede presentar un transitorio muy severo, similar a un cortocircuito momentáneo. Esta condición se presenta a la tensión máxima del sistema, como se puede ver en la Fig. 9.33. Dependiendo de la configuración de la red eléctrica, el transitorio de tensión puede ser la causa de falla en algún punto de la misma.

También, debido a una operación no sincronizada de los interruptores en el lado de alta tensión, los equipos instalados en el lado de baja tensión (220 V) pueden sufrir daños, ya que el transitorio es reflejado tal y como se muestra en la Fig. 9.34.

Por otra parte, en la operación de bancos de capacitores conectados en paralelo o en oposición (back-to-back), la corriente Inrush

generada puede ser lo suficientemente grande para dañar al banco de capacitores y al interruptor.

La sincronización del interruptor para energizar una carga capacitiva en el instante del cruce por cero de la tensión, reduce en gran medida los transitorios generados. La sincronización del cierre de un banco de capacitores trifásico con neutro aterrizado, utilizando un relevador de sincronismo comercial, se muestra en la Fig. 9.35. En este sistema para eliminar los transitorios, cada polo del interruptor cierra cuando, en su respectiva fase, la magnitud de la tensión es cero. Esto significa un defasamiento de 60º en la operación entre los polos o fases subsecuentes.

CFE/CTT

9-37


Principio de funcionamiento

El principio básico de funcionamiento de los relevadores de sincronismo es el ajuste del tiempo para el envío de la señal de apertura a cada polo del interruptor. Para describir este proceso, la Fig. 9.36 muestra las etapas principales de ajuste. El proceso se inicia con la recepción del comando de operación (1), el relevador de sincronismo selecciona un tiempo de referencia (2) que se ajusta con un cierto criterio de precisión, e inicia la espera del instante adecuado (6) para mandar la señal de apertura al interruptor. El tiempo de espera (5) es calculado por el relevador, basándose en el tiempo objetivo de operación (3) y un tiempo esperado de operación (4).

En el proceso de operación adaptivo, se detecta y compara el instante actual de operación (7) con el instante objetivo (3). Si éste es distinto, porque el tiempo real de operación (8) es diferente al tiempo esperado (4), el relevador ajusta su tiempo de espera (10) para la siguiente operación en la mitad del error (9). De esta manera, el tiempo

esperado de operación (12) se basa en una adaptación continua del historial de operaciones para actualizar el comando de salida (11) y minimizar las desviaciones del instante óptimo de operación (13).

9.4.7 Interrupción de oposición de fases

Un requerimiento importante que debe cumplir un interruptor, cuando es considerado para interconexión entre estaciones generadoras o subsistemas, es la habilidad de abrir satisfactoriamente en condiciones de asincronía. En este caso, la TTR a través del interruptor abierto, es mucho mayor que en condiciones de cortocircuito y, en consecuencia, sus esfuerzos son mucho más severos.

La magnitud de la TTR depende del ángulo de fase entre las tensiones internas de las fuentes en el instante de apertura y de la forma de aterrizamiento del neutro del sistema de potencia.

Interrupción no

Usincronizada

1

cI

Fig. 9.31 Interrupción no sincronizada de una carga reactiva.

CFE/CTT

9-38


Interrupcióncontrolada

1U Ic

Fig. 9.32 Interrupción sincronizada de una carga reactiva.

(a) (b)

stU stU

Fig. 9.33 Transitorio generado durante la interrupción en una línea de transmisión de

72.5 kV (a) no sincronizada (b) sincronizada.

(a) (b) Fig. 9.34 Transitorio generado en la baja tensión (220 V) durante la interrupción de una

línea de transmisión de 72.5 kV (a) no sincronizada b) sincronizada.

CFE/CTT

9-39


5.- Salida del comando sincronizado

7.- Tiempo de separación entre polos.6.- Interruptor.

1.- Relevador de sincronismo.

4.- Entrada del comando de cierre del

3.- Transformador de corriente que

2.- Transformador de potencial que

6

3

para el mecanismo de operación.

provee la señal usada para detectar

provee la señal de referencia de fase.

el instante de inicio de corriente.

sistema de control.

7

5 4

1

2

Fig. 9.35 Relevador de sincronismo utilizado para sincronizar el cierre de un banco de capacitores trifásicos con neutro aterrizado.

CFE/CTT

9-40


911

10 12

13

1 2

6

5

8

4

3

7

Fig. 9.36 Principio de operación de los relevadores de sincronismo.

.

Con las protecciones modernas de alta velocidad, el disparo se efectúa mientras el desplazamiento del ángulo entre las dos fuentes es pequeño. Sin embargo, con formas lentas de protección, por ejemplo en algunos tipos de protección de respaldo, el ángulo al cual se efectúa el disparo puede ser grande. Por lo tanto, si no se efectúa ninguna previsión especial con relación a la apertura con el desplazamiento de fase, se debe suponer que el interruptor puede abrir a cualquier ángulo de fase.

La peor condición en un sistema sólidamente aterrizado ocurre cuando el ángulo de apertura entre las dos fuentes es de 180° fuera de fase, como se aprecia en la Fig. 9.37 (a). En esta condición, la TTR tiene un valor máximo de alrededor del doble de la tensión de fase a

neutro. El efecto Ferranti puede incrementar este valor, si el interruptor está localizado cerca del punto medio de un sistema de transmisión largo.

La Fig.9.37 (b) muestra las condiciones de un sistema con neutro aislado con una tensión máxima de restablecimiento de alrededor de tres veces la tensión de fase a neutro. En la Fig. 9.37 (c) se muestra un sistema aterrizado a través de una bobina de Petersen. En este sistema ocurren dos fallas a tierra, una en la fase A y otra en la fase B. El diagrama vectorial muestra que bajo estas circunstancias la tensión a través del interruptor en la fase C puede alcanzar hasta 3.4 veces la tensión de fase a neutro.

CFE/CTT

9-41


B

2 3 E

e'

esZ

esZ

X

s

BX

AX

Z'e'

e'eB

e'A

Ce

eA

X

X

XsZ'

X

e'

ee'

e'C

e'A

B

e

3E

B

C

e2E

B

eZs

X

X

sZ'e'

Ae'

eC Be'

(c)

e'C

eA (b)

C

Ae (a)

Fig. 9.37 Tensiones a través de un interruptor bajo condiciones de asincronía.

CFE/CTT

9-42


El máximo valor de corriente al que debe operar el interruptor bajo condiciones de asincronía es:

Donde e y e' son las tensiones de fase a neutro de las dos fuentes y Z es la impedancia total de las fuentes y la línea de interconexión. Este valor de corriente es, en general, considerablemente menor que la corriente máxima de falla de cortocircuito. La Fig. 9.38 muestra la relación entre la corriente asíncrona y la razón de las impedancias de la fuente Zs y Z's en cada lado del interruptor.

9.4.8 Falla evolutiva

Este tipo de falla es particularmente frecuente en las redes altamente interconectadas, refiriéndose a la Fig. 9.39 se debe considerar los dos interruptores CB1 y CB2 al inicio y al final de una línea que interconecta dos subestaciones, la primera de ellas es relativamente más potente.

ZeeI ´+

=

En el caso de una falla en línea, como se representa en la Fig. 9.39, el interruptor CB1 abrirá primero la falla, teniendo en cuenta que la corriente I1 seguramente será la más grande, ya que la falla está más cerca de la subestación A.

4

Cor

rient

e as

íncr

ona

en p

.u. d

e la

co

rrie

nte

de c

orto

circ

uito

.1

.2

2

.5

.4

.3

/Z s sZ'6 8 10

Fig. 9.38 Relación entre la corriente de sincronización y la razón de las impedancias de las fuentes durante condiciones de asincronía.

CFE/CTT

9-43


2I

I 2

REMOTASUBESTACIÓN

-B-

CB2

I 3

( 3I k > I 3 )

1I

2I + I 3

CB1 SUBESTACIÓNREMOTA

-A-

Fig. 9.39 Falla evolutiva.

El interruptor CB2 iniciará la apertura de la falla con una corriente I2, que será prácticamente la misma que I3 que proviene del resto de la red. Al momento de la interrupción de CB1, se tiene un reacomodo de las corrientes de cortocircuito y aparecerá una corriente I3

k diferente de I3 formada por la aportación de corrientes que formaban a I1, sólo que invertido su flujo hacia la subestación B. El interruptor CB2, por lo tanto, inicia la interrupción con una corriente I2, lo que representa un esfuerzo muy severo para el interruptor. En caso de un recierre con falla, el interruptor CB1 encontrará abierto el interruptor CB2 y, por consiguiente, la corriente de falla será mayor a la I1 inicial, lo que provocará un esfuerzo mayor muy peligroso para el interruptor.

9.5 CRITERIOS DE APLICACIÓN

La aplicación de interruptores de potencia requiere una cuidadosa atención a muchos factores. La función principal del interruptor es la de conducir la corriente nominal de la carga, interrumpir el circuito con esta misma corriente y con la de cortocircuito. Se debe ser muy cuidadoso en las características que se requieren para algunas condiciones de interrupción en el sistema, ya que pueden ser críticas en el momento de apertura con falla.

Los requerimientos futuros del sistema se deben considerar a fin de prevenir los efectos de las cargas en los circuitos así como las corrientes de cortocircuito. El interruptor debe ser diseñado para operación a la frecuencia del sistema y el tiempo de interrupción es muy importante para la protección del equipo y la estabilidad del sistema.

Se debe tener en consideración el medio en el que el interruptor operará y dónde se

CFE/CTT

9-44


CFE/CTT9-45

localizará. La altitud, temperatura ambiente, contaminación, servicio, accesibilidad, requerimientos de inspección, condiciones sísmicas y ruido de operación, son factores todos que determinan el tipo de interruptor que será seleccionado y sus requerimientos.

9.5.1 Corrientes de falla

El cálculo detallado de corrientes de falla ofrece el alcance en este sentido. Podemos, sin embargo, con suposiciones básicas, hacer los cálculos para corrientes de falla y con estos datos hacer la selección de los interruptores.

Los sistemas de potencia están sujetos a los siguientes tipos de falla:

• Falla trifásica no aterrizada.

• Falla trifásica aterrizada.

• Falla fase a fase no aterrizada.

• Falla fase a fase aterrizada.

• Falla de fase a tierra.

La falla trifásica no aterrizada crea la condición más severa para el interruptor. La primera fase del interruptor bajo esta condición tiene frecuencia nominal y la tensión de restablecimiento es del 87% de la tensión de fase a fase. Esto es únicamente el 58% para la falla trifásica a tierra. La falla de fase a tierra puede producir una gran corriente de falla y se debe de considerar en la aplicación del interruptor. Para propósitos de aplicación, suponemos que el cortocircuito en el sistema puede producir el máximo desplazamiento de la onda de corriente. El valor resultante de corriente asimétrica decaerá gradualmente a un valor de corriente simétrica, ver la Fig. 9.40. La razón de este decaimiento de la componente está determinada por la relación X/R del sistema. Se pueden realizar cálculos más exactos en los que se considera el decaimiento en la componente de C.A.

ASIMÉTRICO

SIMÉTRICO

CA(2 2 )

CD

( --- = 10)RX

(b)

(a)

Fig. 9.40 Ondas de corriente a 60 Hz.


Esto puede ocasionar un factor importante cuando el cálculo se hace para una falla cercana al elemento más grande de generación. El interruptor es diseñado para interrumpir en forma satisfactoria la relación de corriente asimétrica a corriente simétrica mostrada en la Fig. 9.41. Esta curva está basada en la suposición de que la relación X/R del sistema es 15.

El uso del método simplificado E/X para cálculos de cortocircuito se describe en la Norma ANSI C37.10 y es satisfactorio, si la magnitud de la falla calculada no excede el 80% del valor nominal de corriente interruptiva simétrica del interruptor. Si la magnitud de la falla es mayor, se debe de determinar el valor de la resistencia (R) para el sistema. Si la razón X/R es menor a 15, el interruptor debe de ser aplicado sobre el 100% de este rango.

En la aplicación de interruptores es mejor ser cauteloso, el peor cálculo posible puede ocurrir. El interruptor puede estar cerca de su siguiente mantenimiento regular y, por consiguiente, estar en sus límites inferiores de operabilidad. Pueden requerirse aún más operaciones y si el interruptor se seleccionó en un rango muy cercano al sistema, el crecimiento normal de la red puede causar que este rango sea excedido rápidamente requiriendo reemplazos costosos.

9.5.2 Tensión Transitoria de Recuperación (TTR)

Como se estudió en los incisos anteriores de este capítulo, cuando se interrumpen

corrientes de falla, la TTR aparece a través del interruptor. Esta TTR es la diferencia entre las tensiones de línea a tierra en cada lado del interruptor. La TTR es un factor clave en la interrupción del arco eléctrico. Inmediatamente después del cruce por cero de la corriente, se puede presentar una sobretensión, cuyas características dependen de diferentes parámetros que incluyen tipos de falla, número y longitud de las líneas que salen de la subestación, localización de las fallas, transformadores, generación en el sistema, etcétera. La TTR genera esfuerzos eléctricos que ponen en riesgo la capacidad térmica y dieléctrica del medio interruptivo.

Por consiguiente, para interrupciones sucesivas, el gap o entrehierro del arco debe ser capaz de soportar el esfuerzo de la TTR.

Se ha observado que la condición de la TTR es una de las primeras fases a librar en una falla trifásica no aterrizada. Este tipo de falla nos dará una amplitud muy grande de la TTR, que alcanza hasta 1.5 veces la tensión de línea a tierra. La localización de las fallas es un factor importante; si la falla es en el bus, en el lado de línea del interruptor se tiene tensión cero y la TTR generada por el sistema, está del otro lado. Si en el lado línea hay una reactancia, entonces aparecerá también una tensión.

Para fallas que ocurran en una distancia corta de la línea, como corrientes de falla de entre 70 y 95% del valor máximo, tenemos entonces una Falla de Línea Corta (FLC). Esta falla tiene una razón de elevación inicial más alta que la tensión de restablecimiento.

CFE/CTT

9-46


0.5 10 20 30 40 CICLOS

1.81.71.61.51.41.31.21.1

1.0

Fig. 9.41 Relación de corriente simétrica a asimétrica.

El esfuerzo inicial más severo de la tensión de restablecimiento en el interruptor es durante el periodo térmico del restablecimiento y frecuentemente es el factor limitante para los valores nominales del interruptor aislado en gas. La razón inicial de elevación de la tensión de restablecimiento es una función de la magnitud de la corriente de falla y la impedancia de la línea. La primera cresta de la tensión es de un valor relativamente bajo.

El cálculo de la TTR es un proceso complicado que no se aborda en este manual. La Norma ANSI C37.0721 da una guía completa para este cálculo. Aquí se define sólo la envolvente de la TTR para corriente nominal de cortocircuito. Si el interruptor se prueba utilizando esta envolvente de TTR, el interruptor puede aplicarse en circuitos donde la TTR esté por debajo de la envolvente definida. Para aplicaciones donde se conoce la corriente de falla y que esté dentro de un rango determinado, se puede utilizar una

envolvente modificada de la TTR. La envolvente de la TTR está establecida por las normas internacionales, por lo que los interruptores se deben de diseñar para cumplir con estos requisitos. Se utilizan dos curvas básicas de la TTR: una curva exponencial y una curva cosenoidal de la forma (1-cos ωst). La curva de la forma (1-cos ωst) es la envolvente normalizada para los requerimientos de la TTR para interruptores de tensiones nominales de 72.5 kV y menores. Para interruptores con tensiones nominales de 121 kV y mayores, la curva exponencial y la de (1-cos ωst) se combinan y dan como resultado una envolvente excosenidal que se utiliza para propósitos de rangos, como se presenta en la Fig. 9.42.

Para la condición de falla de línea corta, la línea de transmisión entre el interruptor y la falla genera una onda de alta frecuencia en forma de diente de sierra. Conforme la distancia de falla se incrementa, la magnitud

CFE/CTT

9-47


del pico de la tensión en la gráfica de diente de sierra también se incrementa y la frecuencia decrece en función de la corriente de falla. El esfuerzo de la TTR en el interruptor es la diferencia entre la forma de onda excosenoidal en el lado del bus del interruptor y la forma de onda de diente de sierra en el lado línea del interruptor, como se ve en la Fig. 9.43. Existe un pequeño retraso de tiempo en el diente de sierra del lado línea en la tensión de restablecimiento, esto debido a la capacitancia de dispositivos en el lado línea. Las normas no han dado un valor para esto.

Los fabricantes de interruptores en SF6 deben usar capacitancias en paralelo en el lado de línea para asegurar un retraso inicial en el tiempo y lograr un incremento en la capacidad interruptiva en aplicaciones para falla de línea corta.

9.5.3 Sobretensiones por maniobra

A las tensiones de transmisión de 362 kV y mayores, las sobretensiones por maniobra generadas por la energización y la reenergización a alta velocidad de líneas de transmisión en vacío por interruptores, introducen un factor importante en el diseño del aislamiento del sistema. La Fig. 9.44 muestra de manera simplificada, cómo se genera una sobretensión por maniobra durante

el recierre de un interruptor en una línea de transmisión en vacío.

Se puede presentar la condición que, al momento de la energización, la línea tenga una carga mayor 1.0 p.u. y que suceda el efecto Ferranti y el acoplamiento capacitivo de las fases adyacentes, principalmente en líneas largas. Las simulaciones de computadora muestran que, sin el control en las sobretensiones por maniobra, pueden ocurrir tensiones tan altas que pueden alcanzar un valor de 3.9 p.u. El uso de preinserción sencilla producirá una tensión máxima por maniobra de 2.05 p.u., dos etapas de resistencias de preinserción nos darán 1.7 p.u., y tres etapas de resistencias controlarán el cierre a 1.5 p.u. Los estudios de sobretensiones por maniobra se realizan en computadoras y requieren información de la capacidad de cortocircuito del sistema, características de la línea de transmisión y su longitud, el tipo de interruptores y resistencias de apertura. Las resistencias de apertura permiten una carga baja en la línea y por consiguiente, que la sobretensión en el recierre sea reducida. El uso de resistores de apertura requiere que estos se apliquen como resistencias de preinserción en el cierre. El valor óptimo puede no ser el mismo para ambas funciones y entonces el valor debe seleccionarse cumpliendo un compromiso. El problema térmico de los resistores es mucho más severo para esta aplicación.

CFE/CTT

9-48


1-COSENO e2

EXCOSENOIDALENVOLVENTE e

E2

CURVA

EXPONENCIALCURVA

E2

R

T2 t

P

2T t

E

P

1

t

R

Fig. 9.42 Representación de la terminología del transitorio.

CFE/CTT

9-49


CFE/CTT

9-50

XL

TEN

SIÓ

N

t

LÍNEA

Fig. 9.43 TTR de falla de línea corta.

t

LC

Fig. 9.44 Ilustración simplificada de un transitorio por maniobra generado por recierre de un interruptor.


9.5.4 Coordinación de aislamiento

Para garantizar la seguridad y operación de los interruptores, es necesario llevar a cabo una adecuada coordinación de aislamientos de estos equipos, así como de la instalación completa, para asegurar que el interruptor sea capaz de soportar las sobretensiones impuestas por el sistema eléctrico, durante su servicio. Las posibles fuentes de sobretensiones son:

• Descargas atmosféricas.

• Sobretensiones transitorias, producidas por switcheo de cargas inductivas (reactores), capacitivas (cables y líneas de transmisión) y por maniobras fuera de fase.

• Sobretensiones temporales, producidas por la resonancia de la red y los devanados de los transformadores y por fenómenos de ferroresonancia de transformadores de potencial.

La determinación del nivel de aislamiento de los equipos es muy crítica. El diseño de un interruptor debe asegurar que no ocurran flameos en el interruptor cuando se presentan impulsos o sobretensiones. El diseño se debe apoyar con estudios detallados de la instalación donde será aplicado el interruptor para optimizar la secuencia de interrupción y el número y localización de apartarrayos.

9.5.5 Aplicación a altitudes mayores a 1,000 m.s.n.m.

Generalmente, la aplicación de interruptores para altitudes grandes (mayores a 1,000 m.s.n.m.) no presenta un gran problema, debido a que las cámaras

interruptivas que se usan en la actualidad son dispositivos sellados y por lo tanto, éstas no se ven afectadas por altitudes grandes ni por valores bajos de densidad relativa del aire.

Una vez que el factor de corrección se ha determinado, el siguiente paso es calcular la tensión nominal de operación a condiciones estándar. Por ejemplo, la selección de un interruptor para un sistema de 145 kV para ser usado a 3,000 m.s.n.m.

En caso de que se desee calcular la corriente máxima permisible a altitudes grandes, se requiere multiplicar por un factor de corrección que depende de la altitud de aplicación y de la temperatura, como lo indica la Fig. 9.45. Como puede observarse en esa misma figura, aún a 3,000 m.s.n.m. y aun a temperaturas ambientales de 35 °C el interruptor es capaz de conducir su corriente nominal.

Para interruptores con cámaras de extinción selladas, la capacidad de aguante en el entrehierro de contactos no se ve afectada por su aplicación en altitudes mayores a 1,000 m.s.n.m., y sólo las partes expuestas a la atmósfera deben ser consideradas para corrección de su capacidad debido a altitud.

Los factores de corrección (K) aplicables se muestran en la Fig. 9.46 están dados por la siguiente ecuación:

)150,8

000,1( −−

=H

eK

Donde:

K = factor de corrección

H = altitud de aplicación del interruptor

CFE/CTT

9-51


El factor de corrección K es igual a 782.0)150,8/000,1000,3( =−−e

La tensión máxima de operación para este interruptor en condiciones estándar es igual a (1/0.782) x 145 = 185 kV. La tensión nominal de operación más cercana es 242 kV.

Ahora, si suponemos que la tensión máxima del sistema es 121 kV en lugar de 145 kV, lo que encontramos es que para estas nuevas condiciones, la tensión máxima de operación es 155 kV.

Ahora podemos observar que es posible usar un interruptor de 145 kV protegido adecuadamente con apartarrayos u optar por seleccionar uno de 242 kV. Si se considera un interruptor de tanque muerto como una opción y el sistema está aterrizado, entonces la opción recomendada sería un interruptor de 145 kV.

Altitud en metros

T.amb.40T.amb.35T.amb.30T.amb.25T.amb.20

Fact

or d

e co

rrec

ción

1.2

0.925005000 15001000 2000 3000

1.15

0.95

1

1.1

1.05

Fig. 9.45 Factor de corrección por altitud para determinar la corriente máxima permisible de un interruptor.

CFE/CTT

9-52


Fact

or d

e co

rrec

ción

400010000

0.4

0.5

30002000 5000 6000

0.6

0.7

0.8

0.9

1

1.1

Elevación sobre el nivel del mar en metros

Fig. 9.46 Factor de corrección para el soporte dieléctrico de los componentes de un interruptor expuestos al ambiente a altitudes diferentes a la del nivel del mar.

9.5.6 Contaminación

En algunas áreas, como en las costas y en zonas industriales, la contaminación puede ser un problema para las partes del interruptor (aislamiento externo) expuestas a dicha contaminación. La práctica normal, para instalaciones sin contaminación extrema, es usar una distancia de fuga de aproximadamente 3.5 cm/kV. Si la contaminación es un problema, o pudiera serlo, la distancia de fuga por aislamiento externo se debe incrementar.

Hecho esto, se debe tener cuidado para mantener la distancia recta sin cambios, de manera que los valores de aislamiento externos no lleguen a ser mayores que los esfuerzos en el aislamiento interno.

9.5.7 Consideraciones sísmicas

En la actualidad hay un interés creciente en los aspectos sísmicos de los interruptores de potencia y otros equipos eléctricos, debido a los sismos y terremotos que se han presentado en diferentes partes del mundo y que han dañado severamente instalaciones eléctricas muy importantes. Adicionalmente, los requerimientos de seguridad para instalaciones generadoras nucleares han dado como resultado una atención especial a este tópico, por lo que en este inciso se presentan algunos aspectos básicos del diseño y aplicación de los interruptores, en lo que respecta a las consideraciones sísmicas.

CFE/CTT

9-53


Efectos de los sismos en las instalaciones de CFE

La tierra está formada por una serie de placas tectónicas que están sujetas a enormes presiones, su debilitamiento o reacomodo por anteriores fracturas, es lo que causa las ondas sísmicas o “terremotos”.

La República Mexicana se encuentra ubicada en una zona de alta sismicidad debido al reacomodo periódico que sufren las placas tectónicas de cocos, ubicadas en la rivera del Océano Pacífico, que afectan principalmente a los estados de Oaxaca, Guerrero, Michoacán, Colima, Jalisco y Baja California Norte, que según el Atlas Nacional de Riesgos (CENAPRED), estos estados se consideran como de alto potencial sísmico, con probabilidad de ocurrencia de sismos mayores de 7.0º Ritcher, como se muestra en el mapa de zonificación sísmica de la Fig. 9.47.

Los movimientos telúricos han afectado a instalaciones ubicadas en el Estado de Colima, en dos ocasiones en los últimos 10 años, provocando daños de consideración en equipo primario de subestaciones de potencia, ocasionando que parte del equipo primario quedara fuera de servicio.

Uno de estos sismos ocurrió a las 9:36 hrs. del 9 de octubre de 1995, con una intensidad de 6.5º Ritcher y con una duración de aproximadamente de más de un minuto, con epicentro en las costas de Manzanillo, Colima.

Las cuantificaciones de los daños de las Subestaciones Manzanillo I y II, Tapeixtles y Colomo, es la siguiente: 9 interruptores de potencia de 400 kV, un interruptor de 230 kV; 20 transformadores de instrumento y 26 boquillas de las tensiones 400, 230 y 34.5 kV, en algunos casos con daños totales y en otros

con desplazamiento de porcelana, provocando la pérdida de aceite aislante de las mismas. También se afecto la estructura de las casetas de control de las Subestaciones Manzanillo I y II y Tepeixtles.

Con el propósito de reducir el riesgo por los efectos de los sismos, en 1996 se inició un programa de modernización de las Subestaciones Manzanillo I y II, que consistió en la instalación de 10 interruptores de potencia de 400 kV equipados con sistema antisísmico.

El otro sismo de considerables consecuencias ocurrió a las 20:08 h tiempo local, el día 21 de enero del 2003, con una intensidad de 7.6º Ritcher y una duración aproximada de un minuto, con epicentro frente a las costas de Colima.

Las cuantificaciones de los daños de las Subestaciones Manzanillo I y II, Tepeixtles, Colomo y Colima II, instalaciones afectadas por este sismo, es la siguiente: 9 interruptores de 400 kV; 40 transformadores de instrumento, en algunos con daños totales y otros con daños menores; 25 boquillas en las tensiones de 400 kV, 230 kV y 34.5 kV, en algunos casos con pérdida total y otras con desplazamiento de porcelana que provocó la pérdida del aceite aislante. Las Figs. 9.48 y 9.49 muestran los daños ocasionados por el sismo del 21 de enero del 2003 en interruptores de potencia y boquillas de transformadores de potencia.

Con el propósito de seguir reduciendo el riesgo por los efectos de los sismos, después del sismo del 21 de enero del 2003, en las Subestaciones Manzanillo I y II, se han instalado 7 interruptores de potencia de 400 kV equipados con sistema antisísmico.

CFE/CTT

9-54


Fig. 9.47 Zonificación sísmica de la República Mexicana.

CFE/CTT

9-55


Fig. 9.48 Daños ocasionados en interruptores instalados en la Subestación Manzanillo II por el sismo ocurrido el 21 de enero del 2003.

Desplazamientode la boquilla.

Fig. 9.49 Daños ocasionados en boquillas de transformadores de potencia instalados en la Subestación Manzanillo II por el sismo ocurrido el 21 de enero del 2003.

CFE/CTT9-56


CFE/CTT

9-57

La Fig. 9.50 muestra los dispositivos antisísmicos con que cuentan algunos de los interruptores instalados en la Subestación Manzanillo II y que se instalaron después del sismo de octubre de 1995. La Fig. 9.51 muestra la operación satisfactoria de los dispositivos antisísmicos con que cuentan algunos interruptores, durante el sismo del 21 de enero del 2003.

En este último sismo, de acuerdo a los resultados de la buena operación de los sistemas antisísmicos con que cuentan algunos interruptores de potencia, se tomaron acciones de investigación y pruebas de laboratorio en la mesa de pruebas de vibración de la UNAM, con el fin de hacer extensiva su aplicación a otros interruptores y ver su factibilidad de aplicación a equipos como los transformadores de instrumento.

En ambos sismos, debido a su magnitud en los daños, se estableció un programa de trabajo de restablecimiento de los equipos fallados, trayendo lotes de refacciones de las diferentes Áreas de Transmisión y Transformación, con el fin de restablecer las instalaciones antes mencionadas. En estos trabajos se contó con el apoyo del personal de otras Áreas de Transmisión y Transformación, CPTT, LAPEM, IIE y fabricantes.

Con el fin de dar una solución integral que garantice un menor riesgo en el caso de sismos, personal de Comisión Federal de Electricidad trabaja en el análisis y evaluación de las siguientes alternativas:

• El cambio del resto de interruptores, por interruptores equipados con sistemas antisísmicos. También se estudia la factibilidad de aplicar plataformas antisísmicas a los transformadores de instrumento; así mismo, también se

evalúa el cambio de boquillas de porcelana por el de tipo polimérico.

• Para el caso de la Subestación Manzanillo II, se evalúa la instalación de una Subestación encapsulada en SF6, y revisión de cimentaciones de los transformadores de unidad y de otros puntos.

De igual manera se han presentado dos movimientos telúricos en los últimos ocho años en la Zona de Baja California Norte, que han afectado las Subestaciones Cerro Prieto I; Cerro Prieto II y Cerro Prieto III, que provocaron daños de consideración en el equipo eléctrico primario, ocasionando que quedaran fuera de servicio temporal algunas bahías de estas Subestaciones.

Uno de estos sismos ocurrió el 10 de septiembre de 1996, a las 7:00 hrs. de Mexicali, con una intensidad de 5.4 grados Ritcher, con una duración de aproximadamente un minuto. La cuantificación de los daños de las Subestaciones Cerro Prieto I, Cerro Prieto II y Cerro Prieto III, afectadas por este sismo, es la siguiente: 5 interruptores de potencia de 230 kV; 2 transformadores de instrumento, desplazamiento de boquillas de transformadores de potencia y corrimiento de la base de un transformador de potencia. Con el fin de reducir el efecto del daño, a equipo eléctrico primario, por los sismos, se optó por la sustitución de 8 interruptores de tanque vivo por interruptores de tanque muerto.


Fig. 9.50 Dispositivos antisismo instalados en interruptores de potencia de la Subestación Manzanillo II.

Fig. 9.51 Funcionamiento de los dispositivos antisismo de los interruptores de potencia de la Subestación Manzanillo durante el sismo del 21 de enero del 2003.

Marcas del desplazamiento delamortiguador.

CFE/CTT

9-58


De el resultado de estas experiencias se concluye que:

a) Con el fin de garantizar la confiabilidad y continuidad del servicio de equipo primario de subestaciones ubicadas en zonas de alta sismicidad, se debe considerar, en la evaluación y selección de equipo primario de nuevos proyectos, los niveles de sismicidad establecidos en la Norma IEEE-Std 693-1997.

b) Con la experiencia obtenida en los eventos sísmicos anteriormente citados, es recomendable la instalación de sistemas antisísmicos en interruptores de potencia ya instalados y para nuevos proyectos, así como la instalación de placas antisísmicas a transformadores de instrumento y la sustitución de boquillas de porcelana por las del tipo polimérico, previa evaluación y análisis de acuerdo a la importancia de cada instalación.

c) Realizar una evaluación de un arreglo de los puentes de interconexión entre equipo eléctrico primario que absorba los movimientos provocados por los sismos.

9.5.8 Consideraciones de diseño

El rango de materiales disponibles para los diseñadores y fabricantes de interruptores está, hasta cierto punto, limitado. Muchos tipos de interruptores dependen de la porcelana para sus partes aislantes y estructurales, y en algunos casos se utiliza porcelana presurizada. Este material no presenta flexibilidad, por lo que fácilmente puede dañarse o fracturarse.

Los interruptores son dispositivos muy complejos, con controles eléctricos y

mecánicos muy sensibles que proporcionan altas velocidades de operación. La mayoría de los interruptores también incluyen dispositivos auxiliares de almacenamiento de energía. Los interruptores montados en estructuras y los de tanque vivo son muy pesados y las magnitudes de los momentos de flexión en sus bases son muy fuertes. En general, si se requiere que los interruptores soporten niveles sísmicos altos, la solución es incrementar la resistencia mecánica de algunos componentes estructurales, o alguna forma de amortiguamiento mecánico para soportar la amplitud de las vibraciones, sobre todo a la frecuencia de resonancia. El montaje de los gabinetes de control es un área donde puede usarse la amortiguación en forma efectiva para el diseño de interruptores. En muchos casos, los cambios al diseño para incrementar la capacidad sísmica se realizan con un incremento pequeño en el costo total del interruptor.

Por otra parte, la experiencia ha mostrado que muchos diseños de interruptores tienen un alto nivel de resistencia a los terremotos, mientras que otros requieren de cambios pequeños para soportar los esfuerzos producidos. Sin embargo, existen también ciertos diseños de interruptores de tanque vivo que pudieran requerir modificaciones mayores para proporcionar un alto grado de resistencia a terremotos. La consideración básica para la modificación de interruptores instalados, es realizar una evaluación económica de los costos y beneficios. Además, se pueden considerar algunas diferencias en los requerimientos sísmicos para el rediseño de equipos existentes comparados con equipos nuevos.

CFE/CTT

9-59


Consideraciones específicas para varios tipos de interruptores

Interruptores para tablero (metal clad)

En los interruptores metal clad la estructura está hecha de acero y montada en ruedas para que el interruptor sea fácilmente extraído de su celda, ya sea para inspección o mantenimiento. El interruptor tiene un mecanismo para conectarlo a los contactos del cubículo y un conjunto de desconectadores secundarios que proporcionan los medios para conectar los circuitos de control al mecanismo del interruptor. Tiene unas boquillas que sirven para soportar los contactos y un mecanismo de resortes que se opera a través de motor. Las cámaras de arqueo están montadas sobre los contactos principales para interrumpir el arco eléctrico.

El diseño sísmico y el análisis de este tipo de interruptores, usando un enfoque analítico puede ser muy complicado. Habría que analizarse inicialmente la estructura y cada uno de los componentes acoplados que interactúan con ella. El cálculo de las frecuencias naturales y los factores de amortiguamiento es un trabajo laborioso y muy tedioso. La verificación del diseño sísmico de este tipo de interruptores se realiza con mayor facilidad mediante pruebas de vibración del equipo completo en una mesa vibratoria. Este es un enfoque práctico, ya que el equipo es pequeño y cualquier daño involucraría a componentes menores en lugar de la estructura completa.

Se realizan pruebas a baja frecuencia para determinar las frecuencias naturales del conjunto. También se realizan pruebas senoidales a diferentes magnitudes y altas frecuencias para detectar defectos, como operaciones en falso, falsos contactos, etcétera. Estos defectos son detectados debido

a la vibración excesiva a la que se somete el interruptor en la mesa vibratoria. Posteriormente, se realizan las modificaciones pertinentes y se repiten las pruebas hasta obtener resultados satisfactorios.

Una consideración en la aplicación de interruptores tipo tablero, es su uso en edificios, ya que éste puede comportarse como un filtro y puede amplificar algunas frecuencias o amortiguar otras. También se deben de considerar las interconexiones entre los ensambles del interruptor y los buses.

9.5.9 Interruptores de tanque muerto

En esta categoría se encuentran los interruptores aislados en aceite hasta tensiones de 72.5 kV, los cuales están montados en una estructura. Los interruptores en aceite de tensiones mayores están montados a nivel del piso, donde el tanque del interruptor es también la estructura. También existen interruptores de tanque muerto, aislados en SF6, que se montan en el piso.

Para los interruptores que están montados en una estructura, la posición del tanque proporciona un centro de gravedad muy alto. El análisis sísmico para este diseño generalmente involucra los esfuerzos en la estructura y en la cimentación. Las boquillas y las cámaras interruptivas usualmente son muy resistentes, debido a los requerimientos de interrupción del arco y no tienen ningún problema para cumplir con los requerimientos sísmicos. A menos que se requiera, también se verifican los gabinetes de control y los relevadores.

Para la verificación sísmica de este tipo de interruptores se utiliza un método analítico-dinámico, que consiste en realizar pruebas en

CFE/CTT

9-60


CFE/CTT

9-61

una mesa vibratoria portátil, donde se obtienen las frecuencias naturales y los factores de amortiguación. También se pueden efectuar pruebas en la mesa vibratoria al interruptor completo pero a un costo mayor que el enfoque analítico.

Para interruptores de tanque muerto, el tanque puede considerarse como un elemento rígido y, en algunos casos, sólo se requiere un análisis estático para conocer los esfuerzos estructurales básicos. Sin embargo, las boquillas, ensambles de cámaras interruptivas, gabinetes de control y dispositivos auxiliares de control pueden requerir un análisis dinámico.

9.5.10 Interruptores de tanque vivo

Desde un punto de vista sísmico, el diseño de los interruptores de tanque vivo representa algunos problemas. El centro de gravedad es alto y la columna soporte, que es muy débil, puede tener un amortiguamiento muy pequeño. Algunos diseños de interruptores de tanque vivo tienen columnas de porcelana que trabajan presurizadas. Comúnmente, los interruptores de tanque vivo son los que sufren mayores daños que cualquier otro tipo de interruptores cuando se presenta un terremoto.

Sin embargo, desde el punto de vista analítico, en este tipo de interruptores, el análisis dinámico es muy simple si se hacen algunas consideraciones. También es muy fácil realizar pruebas a un perfil bajo en la mesa vibratoria, para determinar las frecuencias naturales y los factores de amortiguación.

La mayoría de los interruptores de este tipo se han instalado sin los requerimientos sísmico- dinámicos. En algunos casos, en zonas

sísmicas, donde están instalados interruptores de este tipo, se han realizado modificaciones consistentes en instalar amortiguadores mecánicos en la base de la columna, para proporcionar amortiguamiento y reducir los esfuerzos dinámicos. Otras modificaciones incluyen incrementar la resistencia mediante soportes adicionales dentro de las columnas. El problema principal para modificar interruptores en servicio, es el desarrollo de medios para incrementar su capacidad sísmica.

Estos interruptores pueden diseñarse para cumplir los requerimientos, en lo que se refiere a esfuerzos, que se presentan en terremotos severos, mediante el reforzamiento de las columnas.

9.5.11 Ruido

En la actualidad existe mayor conciencia respecto a los efectos dañinos de la industria sobre el medio ambiente. Con lo que respecta a los interruptores, los del tipo de soplo de aire son una fuente potencial de ruido, debido a su naturaleza explosiva del soplo de aire comprimido liberado durante las operaciones de interrupción. También en los interruptores con accionamiento neumático, se pueden tener niveles de ruido altos en el momento de descargar el aire comprimido a la atmósfera, además del ruido producido en el momento de impacto de las partes móviles y fijas, accionamientos y mecanismo. Donde se anticipa este tipo de problemas se debe de instalar otro tipo de interruptores.

Para conocer el nivel de ruido emitido por un interruptor, se requiere efectuar mediciones a una altura de 1.2 m sobre el nivel del piso a una distancia de 25 m del centro del interruptor y a través de una circunferencia


(360°). Se utiliza un sensor de presión con un equipo de medición de nivel de ruido. Se requiere grabar la señal del ruido para efectuar análisis detallado de armónicas. Se determina el valor eficaz de presión de ruido. Para interruptores de alta tensión este valor no deberá exceder los 95 dB en el punto más crítico (25m del interruptor).

CFE/CTT

9-62


CAPÍTULO 10

DIAGNÓSTICO DE FALLAS Y MONITOREO

10.1 INVESTIGACIÓN DE FALLAS

La investigación y el diagnóstico de fallas es la principal herramienta para evitar que fallas similares se repitan y asegurar la continuidad del servicio de interruptores de potencia. La importancia del diagnóstico radica en el hecho de que, durante su proceso, es posible obtener información y experiencias muy valiosas que sirvan a priori para la prevención de siniestros. Por este motivo, la investigación y el diagnóstico de fallas debe ser un proceso claro, ordenado y cuidadoso.

Con la finalidad de asegurar la calidad de este proceso, a continuación se presentan algunos lineamientos útiles para la investigación y diagnóstico de fallas en interruptores de

potencia. La aplicación ordenada de estos lineamientos para el análisis y diagnóstico de fallas es muy valiosa, debido a que está fundamentada en el método científico e incluye detalles de observación muy finos.

10.2 PROCEDIMIENTO PARA INVESTIGACIÓN DE FALLAS EN INTERRUPTORES

La investigación de una falla debe iniciar con una clasificación de la misma, para saber si fue catastrófica, operacional o menor. Esto con el fin de decidir las acciones que se deberán tomar.

CFE/CTT

10-1


Falla menor Falla catastrófica

Una falla menor requiere: Es la falla en la que se produce un daño físico al circuito principal o al sistema aislante.

a) Verificación de elementos de riesgo y partes dañadas para diagnosticar la fuente de la falla.

Las fallas catastróficas requieren:

a) Precauciones extremas para minimizar riesgos al personal y a otros equipos. b) Reparar o programar la reparación para

prevenir una futura condición de funcionamiento deficiente. b) Recopilación de datos, elementos físicos y

fotografías.

10.2.1 Acciones inmediatas c) Limpieza, reparación o reemplazo del interruptor fallado, con el fin de restablecer la continuidad del servicio.

a) Si hay algún herido y/o si hay fuego, pedir ayuda inmediata.

b) Proporcionar los primeros auxilios de acuerdo con la situación.

Falla operacional

Es una falla que ocurre por un mal funcionamiento. Por ejemplo, cuando en el interruptor se produce un cambio de posición sin haber recibido orden de operar; cuando no se produce el cambio de posición, habiendo recibido orden de operar; cuando el interruptor se bloquea en una posición, debido a la inexistencia de un parámetro crítico, o bien, cuando se activa una alarma para avisar de la inminente falta de una función básica.

c) Evacuar el área adyacente al interruptor que implique riesgo.

d) Identificar el interruptor fallado, si se encontraba en servicio o fuera de servicio.

e) Aislar eléctricamente el interruptor de la fuente de alta tensión; tensión de control de C.D., bloquear los sistemas neumáticos y mecánicos, liberar el resorte, etc. Esto dependiendo de las condiciones que guarde el equipo fallado. Adicionalmente, tomar una licencia sobre dicho equipo.

En una falla de operación se necesita:

a) Determinar si es seguro acercarse al interruptor.

f) No intentar operar eléctricamente el equipo dañado. Antes de desconectar o quitar la alimentación auxiliar, verificar el estado de todos los relevadores y las banderas de señalización.

b) Buscar la fuente de riesgo para diagnosticar la causa raíz de la falla.

c) Reparación del interruptor para restaurar el servicio.

g) Extinguir el fuego con precaución, en caso de existir. Evitar usar agua, ya que al arrojar agua fría a la porcelana caliente puede causar fractura de la misma. Evitar la propagación del incendio.

d) Verificación de alarmas y los circuitos de protección.

CFE/CTT

10-2


d) Si es posible, antes de desconectar la alimentación del control, registrar la posición y conexión de todos los relevadores de sus banderas, así como de los registros de lecturas.

h) Tener cuidado con los residuos de gas SF6, y con productos tales como aceites, asbestos, y otros materiales tóxicos que pudieran estar presentes.

i) Acordonar el área. Esperar unos minutos. No aproximarse inmediatamente a un equipo dañado, porque pueden existir altas presiones, vapores tóxicos, tensiones eléctricas, resortes cargados, altas temperaturas o esfuerzos mecánicos a punto de liberarse.

e) Entrevistar a los testigos y, de ser posible, registrar las entrevistas.

f) Obtener todos los oscilogramas, secuencia de eventos, así como los registros de todos los dispositivos que se usan para tal fin.

j) Revisar visualmente el equipo desde un lugar seguro, para evaluar la situación. g) Tomar muestras de aceite, gas, aire,

polvo, etc., en la periferia del interruptor fallado. k) Establecer procedimientos seguros de

trabajo para aislar el equipo, conectarlo a tierra, etc.; así como considerar la protección ambiental en cuanto a control de fugas, derrames de líquidos, etcétera.

h) Hacer una reconstrucción de la secuencia de la falla y posteriormente confrontarla con las evidencias.

i) Todas las partes y evidencias deben ser conservadas hasta terminar la investigación. Evite limpiar y quitar cosas con rapidez.

10.2.2 Investigación

a) Evaluar físicamente los daños del interruptor y equipo adyacente afectado.

j) Identificar eventos y sucesos previos, simultáneos y posteriores a la falla.

b) Tomar fotografías de buena calidad a todas las partes involucradas antes de moverlas o desensamblarlas. Las fotografías que muestran una vista general desde todos los ángulos, así como las que muestran detalles de acercamiento, ayudan a documentar la evidencia visual. Si se requiere desensamblar el equipo, se deberán tomar fotografías en cada paso, con un letrero indicativo que aparezca en la foto. Si es posible registrar en vídeo y grabar todas las observaciones.

k) Recolectar y revisar la información de ingeniería del fabricante, como dibujos, reportes de prueba e instructivos técnicos.

l) Analizar cada circuito y sistema detalladamente. Por ejemplo, para el circuito de disparo, incluir las fuentes de energía, varillaje, contactos principales, contactos de arqueo, toberas, etc., y subsistemas de fluidos (gas, aire y líquido). c) Notificar la falla al fabricante del equipo,

sobre todo si está en garantía, para que éste envíe un técnico que colabore en la investigación de la falla y su solución.

m) Revisar los registros y/o bitácoras de mantenimiento, para descartar que la falla sea resultado de algún trabajo de

CFE/CTT

10-3


10.2.3 Diagrama de flujo de la investigación

mantenimiento reciente. Con frecuencia algunas fallas son el resultado de daños causados durante el proceso de mantenimiento. En muchos casos es aconsejable efectuar

pruebas de verificación. La Fig. 10.1 es una guía para ayudar en la investigación de una falla. Hay dos puntos de partida para este diagrama de flujo:

n) Abrir el acceso al interruptor, revisar su interior y desensamblar hasta donde sea necesario. Evitar desensamblar partes sin la presencia de personal experto enviado por el fabricante. 1) Falla del interruptor.

2) Pruebas de rutina que muestran desviaciones del historial del interruptor. Estas pruebas de rutina están indicadas en la Tabla 10.1.

o) Inspeccionar externamente el interruptor; buscar si hay perforaciones, evidencias de arqueo, partes quemadas, rastros de explosión, metal erosionado, metal fundido, evidencias de presión excesiva (deformaciones de tanques o recipientes), presencia de polvos, fugas de gases o líquidos, etcétera.

Las líneas en el diagrama de flujo, conducen a desechar el equipo o regresarlo a servicio. Antes de regresarlo a servicio, es recomendable realizar algunas pruebas con el fin de verificar su capacidad de operar correctamente.

p) Determinar la posición de todos los mecanismos de operación, incluyendo contactos auxiliares, partes móviles, soportes, eslabones de sujeción, ductos, válvulas de presión y controles del interruptor. Desconectar los contactores de fuentes de suministro de energía eléctrica antes de liberar el mecanismo de energía almacenada.

Con base en las observaciones externas (ver Tabla 10.2) o en la presencia de daños obvios, puede efectuarse las pruebas sugeridas en la Tabla 10.1. A partir de los resultados de estas pruebas, se puede establecer una hipótesis de la falla. Se sugiere confirmar la hipótesis mediante una inspección interna y el desmantelamiento de partes, según sea conveniente.

q) Si se produjo explosión durante la falla, determinar las distancias que viajaron las partes lanzadas, qué partes, el tamaño de ellas, su tipo, etc. Hacer un plano de localización de las partes arrojadas y desprendidas. Revisar las partes con evidencias de arqueo, etc. Antes de iniciar los trabajos de limpieza, tomar fotografías, película, hacer dibujos, etc., según sea conveniente.

10.2.4 Plan de acción recomendado

Investigación de la falla

a) Revisar si el interruptor había estado en la misma posición estática durante mucho tiempo o si había sufrido algún cambio cuando ocurrió o se inició la falla.

b) Si la falla se produjo durante una posición fija:

CFE/CTT

10-4


El mantenimiento ypruebas de rutina

del pasado.muestran desviación

funcionamientoFalla o Mantiene

evidencias.Recolección de

evidenciasinadecuado.

Selección depruebas Análisis de

información.

daño es y pruebasInspección interna

para

Inspección interna y pruebas

Desechar.

resultados de pruebas.

Analizar

correctiva en otros interruptores.

Evaluar acción

Análisis de las opciones de reparación.

accióncorrectiva.

Efectuar

Regresar aoperación.

funcionamiento.Monitorear

Problema.

reparación.

Candidato

El

obvio.

detectado.Problema

Pruebasadicionales.

sitio.fuera de

Reparación SiNo

Si

No

Si No

Si No

Si No

No Si

Si

No

en sitio.Reparación

(Tabla 10.2).

(Tabla 10.1).

(Tabla 10.1).

pruebasSelección de

(Tabla 10.1).

Fig. 10.1 Diagrama de flujo sugerido para la investigación de fallas.

CFE/CTT

10-5


• Determinar dónde ocurrió la falla.

• Revisar si el sistema de fluido aislante (gas o líquido) estaba completamente cargado.

• Verificar si las trayectorias que provocan posibles fallas a tierra, estaban aisladas adecuadamente, es decir, gases, aceite y aire secos; contaminación de aislamientos externos poca o nula; y sin caminos conductores a tierra.

• Determinar si hubo sobretensiones que pudieran haber excedido los niveles indicados en la placa de datos, tales como sobretensiones de maniobra, efectos atmosféricos u otro tipo de transitorios.

• Revisar el historial de mantenimiento en búsqueda de alguna pista.

• Si el interruptor falló mientras estaba abierto, revisar el estado de los capacitores. Estos pueden causar problemas de distribución de la tensión a través de las cámaras de arqueo.

• Verificar si hubo algún otro fenómeno en el sistema antes o en el momento de la falla.

c) Si se supone que la falla se inició durante la interrupción:

• Analizar los oscilogramas y/o registros digitales de la falla, si están disponibles.

• Verificar si la tensión de operación y el nivel de corto circuito del sistema

estuvieron dentro de los valores indicados en la placa de datos.

• Si el interruptor se usaba para operar bancos de capacitores o banco de reactores, revisar si el interruptor es apto para este propósito.

• Verificar la presión de "los bloqueos" para ajuste y funcionamiento adecuado.

• Verificar que todos los mecanismos estén en la misma posición. Si los mecanismos están en posiciones distintas, buscar partes rotas de mecanismos o válvulas y evidencias de bombeos deficientes.

• Si el interruptor abrió y falló a los pocos segundos o minutos, habrá que considerar la posibilidad de que el interruptor abrió y liberó fluido aislante a través de alguna válvula u otro dispositivo y posteriormente falló dieléctricamente.

• Indicar si existió alguna descarga atmosférica en las cercanías al interruptor, considerar la posibilidad de que el interruptor abrió debido a la descarga o falla del blindaje y falló debido a descargas atmosféricas subsecuentes.

• Revisar las resistencias y capacitores graduadores de potencial, buscar algún mal funcionamiento que hubiera causado cierta graduación deficiente de potencial a través de los dispositivos de extinción del arco.

d) Si se supone que la falla se inició durante el cierre:

CFE/CTT

10-6


• Analizar los oscilogramas y los registros digitales de la falla, si están disponibles.

• Verificar si la corriente momentánea del sistema estuvo dentro del valor nominal de la placa de datos.

• Verificar si el interruptor cerró completamente.

• Revisar el historial de mantenimiento en búsqueda de pistas.

e) El análisis de los resultados anteriores probablemente va a dar una idea de la falla.

10.3 RECOPILACIÓN DE DATOS

10.3.1 Enfoque general

La cooperación de las áreas involucradas tales como el personal responsable del mantenimiento de la instalación, el Área de Transmisión y Transformación correspondiente, la Gerencia de Subestaciones y Líneas de Transmisión de la C.T.T, el LAPEM y los fabricantes, al facilitar la investigación en sitio con historiales de operación, puesta en servicio, datos de prueba en fábrica, dibujos del fabricante y más información, mejoran la exactitud del diagnóstico.

Debe tomarse en cuenta que cualquier falla importante, al igual que las que presentan daños a personas, son susceptibles de demandas legales.

El reporte de los hechos debe estar bien documentado, con todas las observaciones

escritas, incluyendo fotografías. No debe ser tratado ni dejado nada a la memoria.

Es aconsejable formar un grupo de trabajo para el análisis de datos. Dicho grupo debe incluir personal usuario y personal del fabricante. Esto puede facilitar el trabajo y ayudar a eliminar la posibilidad de incluir consideraciones parciales y/o prejuicios en el diagnóstico final.

10.3.2 Preparación

Antes de trasladarse al lugar de los hechos, se deben hacer los preparativos necesarios para realizar una buena investigación en sitio. El análisis de fallas es similar al trabajo de un detective, de manera que es de vital importancia la objetividad. Además:

a) El conocimiento del objeto que se va a estudiar.

b) La curiosidad con un buen sentido de la investigación.

c) No perder de vista el objetivo.

Es muy importante revisar, aunque sea rápidamente, la información que se tenga disponible del interruptor fallado e iniciar la integración de un expediente, antes de viajar al sitio. Alguna información específica puede ser útil llevarla al sitio, así como equipo de trabajo. La Tabla 10.3 es una lista para verificar actividades y objetivos que se sugiere llevar a cabo.

CFE/CTT

10-7


Tabla 10.1 Pruebas eléctricas y otras. Pruebas de campo Circuitos auxiliares. Resistencia de contacto. Resistencia de aislamiento. Factor de potencia. Corrientes de arranque y nominal de motores. Resistencia de las bobinas de cierre y apertura. Tiempos de operación de los contactos. Valor de resistencia de cierre. Valor de resistencias de apertura. Valor de resistencias de graduación. Valor de los capacitores de graduación (capacitancia y factor de potencia) Aislamiento y resistencia de los TC´s tipo boquilla. Factor de potencia de todos los sistemas aislantes. Erosión y envejecimiento de contactos. Calidad del gas o aceite. Otras pruebas al mecanismo de operación Calibración y ajuste de las válvulas de seguridad. Calibración y ajuste de indicadores y medidores de presión. Calibración de interruptores de presión. Movimiento libre del mecanismo. Fluido en amortiguadores. Nivel de humedad en sistemas de aire, aceite y gas. Lubricación. Nota: Estas pruebas son comunes; verifique el instructivo del fabricante para incluir los valores e intervalos de prueba permitidos.

Tabla 10.2 Lista de observaciones generales, que se sugiere realizar. Condiciones externas Fecha y hora. Luces indicadoras apagadas. Tormenta o rayos, condiciones generales del clima. Temperatura. Ruidos extraños, olores anormales, alguna condición inusual a la vista. Partículas o restos arrojados del interruptor. Animales muertos en el área. Presencia o evidencia de contacto de animales no muertos. Objetos extraños en el área. Partes o residuos visibles. Evidencia de vandalismo. Entrevista con testigos u operarios que estuvieron presentes cuando sucedió el problema, disparo o falla. Carga interrumpida. Disturbios en el sistema, locales o remotos. Configuración del equipo de desconexión en la subestación en el momento del problema. Maniobras de conexión-desconexión previas, simultáneas y subsecuentes. Localización de apartarrayos.

CFE/CTT

10-8


Tabla 10.2 Lista de observaciones generales, que se sugiere realizar (continuación). Indicios de arqueo o daño (metal erosionado) en los buses, aisladores o en la estructura metálica de la subestación. Movimiento del interruptor en su base. Tanque principal Deformación, abombamiento o protuberancias. Grietas. Fugas. Evidencia de sobrecalentamiento. Nivel de aceite. Empaques o sellos, expulsión, fugas, etcétera. Temperatura del gas. Indicios de arqueo, metal erosionado o fundido. Registros de la posición, abierta o cerrada, de las válvulas de aire o gas. Presión de aire. Presión del gas. Boquillas Indicios de arqueo: fase-fase o fase-tierra. Fugas. Porcelana rota. Perforaciones en la parte metálica superior o inferior. Contaminación. Huellas de carbonización o trayectorias de arrastre o flameos. Nivel de aceite. Presión del gas. Mecanismo de operación Flojo, doblado, corroído, roto, otros. Estado de resortes. Presión en el recipiente de aire: normal, bajo, alto. Presión hidráulica: pre-carga. Viscosidad del fluido hidráulico (lodos). Válvulas de control: abiertas o cerradas. Corrosión en el sistema hidráulico o neumático. Tubería: fugas. Nivel de aceite en amortiguadores. Fusibles rotos o fundidos. Posición del interruptor: abierto, cerrado. Lectura del contador. Tornillos o tuercas flojas, que fijan el mecanismo de operación. Condiciones del gabinete de control. Indicadores y banderas que debieron señalizar (caer o indicar) y no lo hicieron. Operación de: Oscilógrafo. Secuencia del registrador de eventos. Registrador digital de fallas. Registrador de fallas. Alarma. Fusibles rotos. Contador de operaciones. Operación de otros interruptores en el sistema. Presión del gas.

CFE/CTT

10-9


Tabla 10.3 Listado de información y equipo sugerido. Equipo sugerido: Manual de operación del interruptor, que incluye entre otros: dibujos esquemáticos, descripción de componentes y fotografías de fábrica. Reportes de prueba (en fábrica y en campo). Reportes de fallas anteriores. Diagrama unifilar de la subestación. Esquema de protecciones. Registros o bitácora de mantenimiento, que puede incluir reporte de problemas anteriores. Reportes de inspecciones de rutina. Cámaras de vídeo y fotografía. Cinta métrica o flexómetro y vernier. Equipo personal de seguridad (ropa, lentes, zapatos, casco, guantes). Binoculares y lupa. Lámpara de mano. Botellas y jeringas para tomar muestras de aceite y de gas. Bolsas de plastico y etiquetas para guardar e identificar las evidencias. Registros de la posición de los relevadores. Registros oscilográficos y digitales de la falla y/o de la secuencia de evento. Personal que estuvo presente en el momento de la falla. Información de las condiciones de operación del sistema. Formato de reporte de falla. Permiso o licencia para trabajar.

10.3.3 Investigación inmediata

La revisión del interruptor fallado debe hacerse a la brevedad posible, pues los datos pueden ser destruidos o borrados con los movimientos del interruptor, o con los cambios en la configuración del sistema. La recolección de evidencias o datos y la realización de pruebas de verificación, deben iniciarse tan pronto como sea posible.

Por lo general, el personal de operación está en el lugar de los hechos antes que los investigadores, de manera que se recomienda entregarles procedimientos escritos para que continúen con el equipo fallado en lugar de retirarlo. Dentro del personal de operación, se debe seleccionar a un individuo que se encargue de conservar todas las evidencias y de seguir las indicaciones de esta guía. Sin embargo, no siempre es práctico o recomendable evitar la restauración del

servicio hasta el arribo de los investigadores. De manera que la instrucción a los operadores debe ser en el sentido de restaurar el servicio, teniendo cuidado de evitar al máximo interferir en el trabajo de investigación.

En la medida de lo posible, se deberá evitar hacer cualquier clase de trabajos en el interruptor fallado antes que los investigadores puedan revisarlo, tomar fotografías y notas. Con los investigadores presentes pueden realizarse pruebas que los ayuden en el análisis de la falla.

Se deben revisar y analizar los oscilogramas, los registros digitales de la secuencia de eventos y otros que se tengan disponibles.

El conocimiento del sitio y la familiaridad con el interruptor son elementos valiosos, de manera que el personal de operación y mantenimiento del interruptor debe formar

CFE/CTT

10-10


parte del grupo de trabajo de la investigación. El análisis detallado de cada subsistema del interruptor y sus partes, asegura una investigación completa.

Al menos dos personas deben iniciar la inspección del interruptor, ya que al apoyarse entre sí, comentarían los hallazgos encontrados y acordarían los pasos a seguir.

Pruebas eléctricas

Se deben seguir métodos y prácticas de trabajo seguras. Antes de efectuar cualquier prueba se debe asegurar que el interruptor está desconectado del sistema y debidamente aterrizado. La Tabla 10.1 muestra las pruebas eléctricas sugeridas para interruptores.

Pruebas del medio aislante

Esta pruebas deberán incluir análisis del gas, contenido de humedad y pruebas de rigidez dieléctrica. En el caso de que el medio aislante sea aceite, también se debe verificar el contenido de PCB´s (Bifenilos Policlorados).

10.3.4 Investigación subsecuente

a) Verificar la aplicación del interruptor (ver la norma IEEE std C37 .010-1979).

b) Revisar registros o bitácora de mantenimiento.

c) Determinar la magnitud de la corriente de falla con ayuda de oscilogramas, registros digitales de falla y registros de la secuencia de eventos.

d) Calcular la TTR del sistema, al valor de la corriente de corto circuito esperado, para tener la seguridad de que la TTR está dentro del valor nominal del interruptor.

Calcular la onda de la TTR, así como su pendiente, de acuerdo con los métodos establecidos en las normas ANSI e IEEE.

10.4 ANÁLISIS DE FALLA

Antes de iniciar el análisis de la falla, es imperativo que se hayan realizado todas las investigaciones, la recolección de datos y las pruebas establecidas (ver incisos 10.2 y 10.3).

Cuando se analiza una falla, se debe determinar la secuencia de eventos. Si se dispone del equipo, se deben utilizar registradores de fallas, oscilógrafos y/o registradores de secuencia de eventos, para que nos ayuden a determinar si ocurrió una falla, el número de fallas, la operación del interruptor y la duración de las operaciones. Para poder determinar la secuencia de eventos se tiene que recurrir al análisis de los indicadores o banderas de los relevadores, a las alarmas, a los registradores SCADA, a la revisión de las operaciones del interruptor, así como a los comentarios de los testigos oculares del suceso.

Una vez que se ha recopilado suficiente información de las investigaciones realizadas, tanto en sitio como fuera del lugar de los hechos, se pueden establecer algunas hipótesis utilizando el método científico. Un análisis incompleto puede conducir a un diagnóstico equivocado. Se recomienda revisar detalladamente todos los datos antes de dar una interpretación final. Las fallas en operación dan como resultado, algunas veces, daños mecánicos y fallas eléctricas, ya que la energía que se tiene del sistema puede hacer que se produzcan ambas situaciones. Por esta razón, se debe tener cuidado al reportar la causa y el efecto.

CFE/CTT

10-11


Las hipótesis deben ser comprobadas contra los datos y contra el comportamiento de otros componentes del sistema. Esto se puede hacer mediante discusiones en grupo y la verificación de datos. Cualquier dato incorrecto o dudoso debe ser verificado, en la medida de lo posible, para tener siempre información correcta. Cada hipótesis debe ser verificada mediante estudios, pruebas y simulaciones en laboratorio y fábrica.

Toda hipótesis deberá estar perfectamente sustentada por los datos disponibles, en caso contrario, dicha hipótesis se debe desechar.

10.4.1 Fallas del mecanismo de operación

Las fallas de interruptores debidas al mecanismo de operación, se clasifican en la forma siguiente:

a) En posición cerrada.

b) No cierra.

c) No cierra correctamente.

d) No se mantiene cerrado; por ejemplo: comando de disparo no esperado.

e) En posición abierto.

f) No abre.

g) No abre correctamente.

h) No se mantiene abierto; por ejemplo, comando de cierre no esperado.

La falla del mecanismo en la posición cerrada, podría repercutir en la no preparación para abrir en caso de requerirse, como en el caso de que el motor no cargue el resorte. La carga inadecuada de los resortes podría ser indicada por la bandera de resorte cargado, al cambiar de "descargado" a "cargado", pero podría no

ser notado por el personal, hasta que se requiera de una operación de apertura.

Las fallas de permanecer cerrado o de no cerrar pueden deberse a problemas o defectos en los bloqueos o candados mecánicos, las bobinas de cierre, el relevador antibombeo, los interruptores de la alimentación auxiliar u otros componentes del sistema de control.

Una fuga en el tanque de almacenamiento de aire del sistema neumático o en el acumulador del sistema hidráulico, puede ocasionar la operación repetitiva del motor y dar como consecuencia el bloqueo del interruptor.

La falla al cerrar a una velocidad no adecuada o la falla de permanecer cerrado puede ser debida a baja presión (en el sistema aislante y de extinción de arco o en el sistema hidráulico o neumático de control), resortes débiles, alta fricción en las juntas móviles, operación inadecuada de los bloqueos mecánicos o a una corriente de corto circuito mayor de la que nominalmente puede interrumpir el equipo.

La falla cuando no abre o en la que permanece abierto, puede ser por defectos en los bloqueos mecánicos, los amortiguadores, la bobina de disparo, los interruptores de la alimentación auxiliar o a otros componentes del sistema de control.

La falla de no abrir es causada frecuentemente por más baja velocidad que la requerida para abrir, debido casi siempre a una baja de la presión de operación, resortes débiles o rotos, o por un exceso de fricción en las juntas móviles.

Los modos de falla son tan numerosos como los tipos de diseños de interruptores. Los casos obvios serían: partes mecánicas rotas, partes mal fabricadas, partes deterioradas en exceso, corrosión excesiva, falta de

CFE/CTT

10-12


lubricación, lubricantes muy densos, ajustes incorrectos, y cosas similares a las ya mencionadas. El investigador debe estudiar cuidadosamente los dibujos y diagramas del fabricante que son relativos a la operación de cada mecanismo; teniendo en cuenta siempre el papel que juega cada parte involucrada. Después de ciertos análisis deberá concluir dando el panorama que mejor soporte el razonamiento de las causas de la falla.

No todas las fallas mecánicas pueden ser atribuidas a falla del mecanismo; hay algunas que pueden ser causadas por atascamiento de los contactos principales, las barras de los contactos, las palancas de accionamiento, etcétera.

Aparte de las fallas en las que el interruptor ya no opera, algunos problemas pueden surgir en el sistema de bloqueo, dando como resultado fallas de bloqueo en una posición; por ejemplo, cuando el interruptor no puede permanecer cerrado. Los bloqueos o seguros son generalmente para el regreso del resorte, para lo cual también usan amortiguadores para controlar los rebotes. Estos sistemas mecánicos son cuidadosamente balanceados con límites de desgaste muy estrechos. Algunas veces, la vibración excesiva producida por los recierres a alta velocidad, produce un mayor rebote de los seguros, lo que da como resultado una falla de bloqueo.

Se recomienda hacer una inspección visual de los resortes, de los enlaces, de los soportes, y de los apoyos y pivotes, con la idea de buscar algún problema más grande. Es importante registrar los tiempos, desde la energización de la bobina hasta que se unen o separan los contactos, y durante la operación mecánica sin carga, para verificar el estado del mecanismo.

El compresor, incluyendo el desgaste o problemas de válvulas, puede contaminar el

aire del sistema y ocasionar que esto no permita la realización completa de los ciclos de trabajo. Una recirculación excesiva del aire, lo puede llegar a calentar a tal temperatura que se corra el riesgo de incendio con los vapores del aceite.

Los interruptores de presión, los medidores de presión o las válvulas de seguridad, pueden tener fugas o perder sus controles preestablecidos de presión y dar lugar a la operación del mecanismo, en un momento en que no se tenga la velocidad adecuada.

Las fugas de aire pueden afectar el sistema (cuando es de este tipo) de tal manera que, en un momento dado, el interruptor no opere. De igual modo, cuando el sistema es hidráulico y se tienen fugas.

La falta de lubricación o la incorrecta aplicación de lubricante, puede causar una excesiva fricción de los componentes mecánicos, incluyendo los bloqueos y seguros. El excesivo esfuerzo mecánico causado por la fricción, puede llevar a la ruptura de partes y hasta la falla del interruptor.

Las partes de los mecanismos se aflojan debido a vibración excesiva o golpes durante la operación. Algunas partes o componentes se dañan debido a ajustes incorrectos o cambios en los ajustes. Los mecanismos y dispositivos utilizados para almacenar energía, utilizan gran cantidad de energía.

10.4.2 Fallas debidas a degradación del aislamiento sólido externo

La porcelana es el aislamiento externo más usado en interruptores. La degradación de la porcelana se produce cuando su superficie se cubre con contaminantes: cenizas, emisiones automotrices, niebla salina y/o polvos

CFE/CTT

10-13


industriales. Estos tipos de fallas se pueden evitar limpiando la superficie de la porcelana o cubriéndola con alguna sustancia que reduzca la acumulación de contaminantes. Tanto la limpieza, como el recubrimiento, deben hacerse en forma periódica.

El análisis de este tipo de fallas está sustentado por las marcas del arqueo en la prueba o por perforaciones o rupturas de la misma porcelana.

10.4.3 Fallas debidas a tensiones transitorias

En ocasiones se producen sobretensiones transitorias en los sistemas. Algunas de las causas de estas sobretensiones transitorias son las siguientes:

a) Descargas atmosféricas.

b) Maniobras de equipo de conexión y desconexión.

c) Contacto físico con un sistema de mayor tensión.

d) Cortos circuitos repetitivos e intermitentes.

e) Interrupción forzada de corriente cero.

f) Efectos de resonancia en circuitos serie inductivos-capacitivos.

Una tensión transitoria excesiva puede iniciar la falla. El diagnóstico, entonces, requiere de un conocimiento detallado de las condiciones del sistema y del estado del interruptor (cerrado, abierto, cerrando o abriendo) en el momento de la falla.

Los oscilogramas obtenidos en el momento de la falla son una fuente importante de

información. Si el interruptor estaba abriendo en el momento de la falla, se pudo haber producido una descarga atmosférica subsecuente o una sobretensión transitoria debido a una operación de conexión o desconexión, que pudo haber inducido la falla.

El análisis de fallas para este tipo de situaciones es a menudo posible debido a la disponibilidad de registradores automáticos de fallas. En la actualidad se desarrollan sistemas de monitoreo y registros más sofisticados, que pueden proveer información más completa.

10.4.4 Fallas debidas a aplicación errónea

La utilización de interruptores en sistemas que exceden su capacidad, puede derivarse en la falla de dichos interruptores. Algunas condiciones que dan lugar a estas fallas pueden ser debidas al crecimiento normal del sistema o a la inclusión no prevista de capacitores, reactores, etc., tales como las siguientes:

a) La corriente de cortocircuito del sistema excede la nominal del interruptor.

b) La TTR del sistema excede la nominal del interruptor.

c) La tensión de operación es mayor que la nominal del interruptor.

d) Corriente de carga mayor que la nominal del interruptor.

e) Operación frecuente.

f) Cambio del recierre en el ciclo de servicio o trabajo.

g) Instalación de bancos de capacitores en serie o en paralelo, o reactores en paralelo.

CFE/CTT

10-14


c) Las fallas de los TC'S, pueden ser debido a sus propios defectos, a la infiltración de humedad o la apertura accidental del circuito de su secundario.

h) Utilización de un interruptor de propósitos generales, en un ciclo de trabajo específico.

i) Temperatura ambiente fuera del intervalo aceptable para el interruptor. 10.4.6 Fallas debidas a animales

El análisis de falla para estas condiciones es soportado por el cálculo de la corriente de cortocircuito del sistema, la TTR prevista, su relación de crecimiento, conocimiento de las condiciones de operación del sistema, determinación de la configuración del sistema y análisis de los registros de falla del graficador y/o de otros dispositivos de monitoreo.

Los animales que trepan a las partes energizadas son una fuente de fallas de línea a línea o línea a tierra. Cuando estas fallas se presentan en subestaciones y muy cerca de las boquillas de interruptores, llegan a causar otros daños.

Se deberá revisar el animal muerto y definir con la mayor exactitud posible, la condición de la falla.

10.4.5 Resistencias, capacitores y transformadores de corriente 10.4.7 Otras causas de falla

Algunas fallas de interruptores se originan por fallas en sus accesorios, tales como las resistencias de apertura y cierre, capacitores de graduación para control de la TTR y transformadores de corriente (TC´s). Estos accesorios generalmente fallan violentamente, causando daños a las cámaras de interrupción u otras partes.

El estudio de fallas causadas por la manufactura o el mantenimiento deficiente deben ser consideradas, ya que estos errores pueden ser muy significativos, como en el caso de olvido de herramienta dentro del interruptor; o tal vez falta de limpieza de rebabas, residuos o asperezas de los anillos equipotenciales. Estos tipos de problemas son encontrados cerca de los daños causados por la falla principal. a) Las fallas de resistencias de post-inserción

en la apertura, así como de resistencias de pre-inserción en el cierre, pueden ser causadas por la operación incorrecta de sus propios dispositivos de conexión; o por el sobrecalentamiento de las resistencias debido a un número excesivo de aperturas y cierres rápidos; también por la infiltración de humedad y hasta por defectos de las resistencias.

Así mismo, otra de las causas que actualmente generan fallas es el montaje incorrecto del interruptor, provocando desajustes que a futuro causan problemas en la operación del equipo. El montaje incorrecto muchas veces se realiza por no llevar a cabo las instrucciones del manual del fabricante.

b) Las fallas de los capacitores han sido

causadas por la infiltración de humedad, fugas de aceite e infiltración de SF6, o por defectos de los capacitores.

CFE/CTT

10-15


10.5 FALLAS DIELÉCTRICAS INTERNAS Y EN LA CÁMARA

10.5.1 Interruptores de soplo de una presión en SF6

Además de las causas de falla descritas en los incisos 10.4.1 al 10.4.7, los interruptores de gas SF6 de una presión, pueden fallar por las siguientes razones:

Fallas debidas a pérdidas de gas

Las fallas de interruptores por causa de pérdida de gas SF6 son raras, sobre todo si los interruptores tienen dispositivos compensadores de temperatura y presión que hacen sonar una alarma o disparan los interruptores antes que se presente una situación inminente de falla. Obviamente, una pérdida grande y súbita de gas, puede ser demasiado rápida para ser detectada por dichos dispositivos. Una falla del disco de alivio de presión, provoca una caída de presión mucho más rápida que la respuesta el dispositivo detector.

Fallas debidas a degradación del gas

La degradación del SF6 puede darse por la infiltración de vapor de agua, aire u otros gases, incluyendo los productos de descomposición del SF6.

La presencia de vapor de agua en el SF6 que ha sido sujeto a arqueo o corona, puede degradar rápidamente muchos tipos de aislamiento sólido.

El agua condensada en la superficie de un aislador puede reducir de manera importante su capacidad dieléctrica, a causa de la combinación con los átomos libres de flúor, fluoruros del SF6 y fluoruros metálicos producidos por arqueos. Los fluoruros

metálicos son producidos generalmente por arqueo en los contactos, y aparecen como polvos de color oscuro en las cámaras de interrupción. Estos compuestos se combinan rápidamente con el agua, vapor o líquido, para formar ácidos fluorhídricos muy fuertes, que son muy buenos conductores.

El análisis de fallas debidas a la presencia de agua, ya sea en estado líquido, sólido o como vapor, no puede ser determinada después de una falla de arqueo. Sólo el monitoreo o la inspección periódica del contenido de humedad antes de la falla es la única forma de detectar la presencia de cantidades importantes de agua.

El aire reduce significativamente la rigidez dieléctrica del gas SF6 en concentraciones mayores al 20%, y tiene un gran efecto en el comportamiento de interrupción.

Fallas debidas a licuefacción del gas SF6

La mayoría de las situaciones en las cuales el SF6 puede causar fallas se describieron anteriormente. Falta analizar qué sucede cuando la temperatura baja a tal valor que el gas SF6 empieza a licuarse.

Para la mayoría de los interruptores de una presión, esto sucede entre -30°C a -40°C. Cuando parte del gas SF6, se condensa, la densidad del gas restante se reduce y por tanto también su rigidez dieléctrica. La rigidez dieléctrica del gas, en casi todas sus aplicaciones, es directamente proporcional a la densidad del gas; por lo tanto la rigidez dieléctrica del sistema de aislamiento interno se reduce.

En interruptores diseñados para operar a temperaturas inferiores a la temperatura de licuefacción del SF6 puede utilizarse SF6 mezclado con otros gases aislantes.

CFE/CTT

10-16


a) Tolerancias inadecuadas de los contactos de arqueo, contactos principales y toberas.

El análisis de falla para esta condición requiere registros de mediciones anteriores de la densidad del gas de un periodo bastante largo para asegurar que la densidad del gas a temperaturas por arriba del punto de licuefacción es conocida. En este caso, es posible estimar la densidad y la rigidez dieléctrica en el momento de la falla.

b) Si la posición vs. tiempo, es decir, la velocidad del interruptor no está dentro de tolerancia. El análisis de falla deberá centrarse en mediciones de apertura-cierre antes y después de la falla.

Fallas debidas a la degradación del aislamiento sólido interno c) Incremento insuficiente en la presión y el

flujo del gas en el pistón de compresión. El aislamiento sólido en interruptores de una presión se selecciona para soportar el ambiente interno, incluyendo los productos del arqueo en SF6.

d) Desgaste excesivo en contactos y toberas.

10.5.2 Interruptores con gas SF6 de dos presiones

Algunos de los aisladores sintéticos no son resistentes a esfuerzo de arrastre (tracking) en la atmósfera del SF6.

Todo el aislamiento de fibra de vidrio reforzada es susceptible a los esfuerzos de arrastre, a menos que la fibra de vidrio esté completamente sellada y no esté en contacto con los productos del arco. De igual manera, los aisladores sintéticos rellenos de cuarzo también son susceptibles a efectos de arrastre, con los productos del arqueo del SF6. Se han desarrollado algunos recubrimientos especiales muy buenos para proteger a este tipo de aislamientos.

Lo que se ha descrito en el punto 10.5.1 para interruptores de una presión, también es válido para fallas de interruptores en gas SF6, de dos presiones.

En este tipo de interruptores se presentan otros tipos adicionales de problemas y fallas comparados con los de una presión. Los compartimentos de alta presión operan con gas a alta densidad, por lo que la licuefacción se puede dar a temperatura ambiente, ésa es la razón por la cual se utilizan calentadores. Esto lleva a la necesidad de que el sistema de circulación de gas requiera de la operación frecuente del compresor.

Al analizar estas fallas se encontrarán fácilmente trayectorias carbonizadas y/o erosiones que apuntan claramente un modo de falla; por ejemplo, aislamientos o recubrimientos que no fueron efectivos.

Los interruptores de dos presiones tienen más sellos y conexiones que pueden dar lugar a una falla.

Para la mayoría de los interruptores de dos presiones, la licuefacción de gas aislante de baja presión se produce entre los -30°C a -40°C, y para alta presión de interrupción, entre los 5°C y 15°C.

Fallas en cámaras de interrupción

Las fallas en cámaras de interrupción están relacionadas con:

CFE/CTT

10-17


d) Calentadores del tanque en mal estado. El sistema de compresor y filtros de gas de los interruptores de dos presiones, tiene la capacidad de purificar el gas bajo condiciones normales de operación. En condiciones de baja temperatura, el interruptor tiene la capacidad de concentrar el agua del gas en lugares de baja temperatura dentro del sistema de circulación de gas donde no hay calentadores o no alcanzan a calentar.

e) Problemas del sistema de control e interbloqueos.

f) Apertura sin hacer el ciclo completo de cierre.

g) Falla del bombeo o de la válvula piloto.

10.5.4 Interruptores en vacío 10.5.3 Interruptores de gran volumen de aceite Además de las causas descritas en el punto

10.4, que son comunes a todos los tipos de interruptores, los interruptores de vacío pueden fallar por algunas de las causas siguientes:

Adicionalmente a las causas descritas en el punto 10.4, los interruptores de gran volumen de aceite pueden fallar por las razones siguientes:

a) Arqueo a través de los contactos abiertos, debido a pérdida de vacío o a alguna otra razón.

Fallas dieléctricas

a) Deterioro interno de la boquilla por fuga de aceite: humedad o tracking. b) Imposibilidad para interrumpir, debido a

la pérdida de vacío u otra causa. b) Filtración de agua en el tanque principal de aceite. c) Imposibilidad de los resortes para

mantener la fuerza necesaria en los contactos cerrados. c) Deterioro o tracking de la varilla de

operación. Cuando ocurre una falla, el diagnóstico por parte del usuario en este tipo de equipos puede hacerse como sigue:

d) Juntas flojas y con fugas de aceite.

e) Carbonización del aceite.

a) Si la falla está claramente fuera de las cámaras de vacío, el usuario puede determinar las causas sin la ayuda del fabricante.

Fallas de interrupción

a) Deterioro de los contactos de arqueo o de los deflectores de las cámaras de extinción. b) Si se sospecha que la falla está dentro de

las cámaras de vacío, es primordial la ayuda por parte del fabricante; ya que se requiere utilizar métodos y dispositivos de prueba muy especiales, además de un gran conocimiento de los detalles de fabricación de las cámaras de vacío, que

b) Falla evolutiva (persistencia del arco con posible incremento de energía).

c) Mecanismo con mucha fricción, atorado o bloqueado.

CFE/CTT

10-18


sólo el fabricante tiene. El usuario no debe intentar abrir las cámaras de vacío, ya que puede destruir información importante para el análisis y el diagnóstico.

Fallas del medio aislante

Las fallas del medio aislante pueden agruparse en dos:

a) Fallas externas a las cámaras de vacío.

b) Fallas de las cámaras de vacío o internas.

Las fallas externas pueden ser similares a las de otros tipos de interruptores, en donde están involucradas las boquillas, los aisladores, así como otras partes y enlaces aislantes. Como las cámaras de vacío requieren una distancia entre contactos muy pequeña. Los contactos son muy compactos y con distancias muy cortas para el aislamiento externo, por lo que las cámaras de interrupción, van generalmente dentro de un gabinete o dentro de un tanque lleno de algún medio aislante.

En algunos equipos para alta tensión, la cámara de vacío es encapsulada en un medio aislante, como resina epóxica, para mejorar su rigidez dieléctrica externa.

La falla de una parte aislante externa, puede ser analizada y diagnosticada por el usuario, aunque se recomienda la ayuda de un experto en aislamientos o del fabricante. Este tipo de fallas generalmente deja huellas fácilmente observables en el elemento que dio lugar a la falla. Sin embargo, la causa inicial de la falla es más difícil de encontrar, por lo que se sugiere la verificación cuidadosa de las partes aislantes.

Si se sospecha que la falla es dentro de la cámara de vacío, se sugiere hacer una prueba

con alta tensión y corriente alterna, con base en las instrucciones del fabricante. Antes de hacer esta prueba se deben limpiar las partes externas con un trapo limpio y seco.

Fallas de interrupción

Las fallas de interrupción, es decir, cuando la cámara de vacío no logra interrumpir, son muy poco comunes, ya que el proceso de interrupción en vacío es muy eficiente y de larga vida.

Las causas posibles de fallas por interrupción son:

a) Aplicación incorrecta, por ejemplo:

• Corriente de corto circuito más grande que la nominal.

• Tensión del sistema en los contactos abiertos, mayor que la nominal.

• TTR más rápida que la nominal.

b) Pérdida de vacío (las fugas permiten la entrada de gas o líquido a la cámara).

c) Partes rotas dentro de la cámara de vacío.

d) Velocidad de apertura muy lenta.

e) Falla del mecanismo para mantener los contactos abiertos.

f) Contactos con deterioro excesivo, más de lo normal.

g) Falla dieléctrica externa, causada por contaminación, durante la aparición de la onda de la TTR.

Las fallas de interrupción no siempre presentan evidencias visibles externas. Dado que las distancias entre contactos dentro de las

CFE/CTT

10-19


Si se sospecha que hay un daño interno, el usuario no debe intentar abrir la cámara de interrupción. En lugar de esto avisará al fabricante, quien deberá hacer pruebas especiales con el fin de buscar la presencia de gas dentro de la cámara, o pequeñas fugas. El usuario también debe solicitar al fabricante tomar fotografías de rayos X con el fin de buscar cambios físicos de las partes internas.

cámaras de interrupción en vacío son más pequeñas que en otro tipo de interruptores, la energía liberada por el arco es también más pequeña. De manera que con corrientes bajas, con respecto a la nominal de interrupción, el arco se puede mantener durante algunas decenas de ciclos o hasta por algunos segundos, sin llegar a romper la envolvente de la cámara o causar algún daño visible, aún en el caso de no lograr interrumpir la corriente de cortocircuito nominal con el arco sostenido por algunos ciclos, solamente se llega a fracturar la envolvente de porcelana. Además, si el daño causado por el arco interno es pequeño, es posible que la cámara pueda seguir operando después de la falla y ni siquiera presente evidencias de que ha ocurrido.

Como último recurso, el fabricante deberá cortar la cámara de interrupción para poder interpretar las evidencias físicas internas y probar las partes internas en búsqueda de defectos o cambios metalúrgicos de los contactos.

CUIDADO: Si el usuario intenta abrir o abre una cámara de vacío, se pueden perder datos valiosos del análisis y diagnóstico para la corrección del problema.

La revisión de una cámara de vacío que haya fallado al no interrumpir, está limitada a dos posibles acciones por parte del usuario:

Fallas del mecanismo de operación a) Buscar fracturas o huellas que pudieran

indicar la ruptura de la envolvente de la cámara.

Una falla del mecanismo en la posición cerrada, puede a su vez causar una falta de presión en los contactos. Estos resortes, generalmente localizados en cada polo, pueden ser considerados como una parte del mecanismo. Una fuerza insuficiente o inadecuada puede dar como resultado problemas en la conducción de la corriente por calor excesivo o por alta resistencia de contacto; o puede llegar a suceder que se suelden los contactos, sobre todo si llega a pasar una elevada corriente de cortocircuito.

b) Realizar algunas pruebas básicas a la cámara, incluyendo:

• Si al aplicar tensión alterna (potencial aplicado) a través de los contactos abiertos, se observa un valor bajo, es una indicación de la presencia de daño interno, o de la ruptura de la envolvente.

• Si al medir resistencia de contacto (C.D.) con el interruptor cerrado se obtiene un valor alto, puede ser indicio de un daño en los resortes de cierre, que estén débiles o rotos, o puede ser debido a una deformación, movimiento anormal o un cambio en los contactos.

10.5.5 Interruptores de soplo magnético

Además de las causas de falla descritas en el punto 10.4, los interruptores de soplo magnético pueden fallar por algunas de estas razones:

CFE/CTT

10-20


Fallas dieléctricas d) Falla de los capacitores de distribución o graduación de tensión.

a) Esfuerzos de arrastre (tracking) en boquillas sintéticas. e) Aisladores contaminados.

b) Esfuerzos de arrastre en la cámara de arqueo debido al deterioro.

f) Juntas flojas y con fugas.

Fallas de interrupción c) Aisladores contaminados. a) Problemas de bombeo debido a fallas de

los controles y/o de válvulas piloto. d) Juntas flojas y con fugas.

e) Falla por instalación errónea de barreras aislantes. b) Falla de los bloqueos.

c) Interruptor con tiempos de operación fuera de los límites. Fallas de interrupción

a) Falla del dispositivo de soplo a corrientes bajas, si el arco no entra en la cámara de extinción.

d) Entrada y salida de los switches de las resistencias fuera del tiempo límite.

e) Falla de las resistencias. b) Falta de mantenimiento de los contactos

de arqueo y de la cámara de extinción. f) Apertura del mecanismo sin el soplo de aire correspondiente.

c) Mal funcionamiento del mecanismo (operación lenta debido a fricción o falta de mantenimiento).

g) Falla de las líneas de alimentación de aire durante la interrupción.

d) Bobinas de soplo desconectadas o conectadas de manera incorrecta. 10.5.7 Interruptores en pequeño volumen

de aceite

El deterioro de los empaques da lugar a la contaminación de las cámaras del interruptor o a la pérdida de aceite, lo que conlleva a fallas del interruptor. Algunos interruptores dependen de la presión del gas en las cámaras de extinción, para reducir la posibilidad de reencendidos.

10.5.6 Interruptores de soplo de aire

Además de las causas de falla descritas en el punto 10.4, los interruptores de soplo de aire pueden fallar por:

Fallas dieléctricas

a) Presión baja del gas aislante. Además de las causas descritas en el punto 10.4, los interruptores en pequeño volumen de aceite pueden fallar por: b) Presión baja de aire (especialmente con el

interruptor abierto).

c) Aire húmedo.

CFE/CTT

10-21


Fallas dieléctricas c) Cierra sin haber recibido orden.

a) Fallas en los capacitores de graduación de tensión.

d) Abre sin haber recibido la orden.

e) No cierra con corriente de corto circuito. b) Ingreso de humedad en la cámara de

interrupción. f) No interrumpe la corriente.

c) Superficies aislantes externas contaminadas.

g) No conduce la corriente.

h) Flameo de fase a tierra. d) Degradación del aceite aislante debido a

carbonización e infiltración de agua. i) Flameo entre polos.

j) Arco interno entre contactos. e) Operación a magnitudes de interrupción mayores a los valores nominales.

k) Flameo externo entre terminales de contactos. Fallas de interrupción

l) Bloqueo en posición cerrada o abierta. a) Velocidad de apertura de los contactos fuera de sus límites.

m) Varios. b) Reencendido del arco al interrumpir

cargas capacitivas. Las causas más comunes de fallas de interruptores con base en lo reportado por CIGRE, se muestran en la Tabla 10.4. Esta información tiene la finalidad de ayudar al usuario en el análisis y diagnóstico de fallas de interruptores, así como en la supervisión de su comportamiento.

c) Bloqueo en el mecanismo de operación.

d) Degradación de aislamiento sólido interno/discos de la cámara.

e) Degradación del aceite por carbonización y/o infiltración de agua. Es importante aclarar que estos datos son

reportados para interruptores con gas SF6 de una presión, puestos en servicio entre 1978 y 1992. El reporte de CIGRE también hace mención a un estudio previo que incluyó todos los tipos de interruptores. En este estudio se reportó que el 70% de fallas mayores fueron de origen mecánico; 19% de origen eléctrico, con referencia a los circuitos, auxiliares y de control, y 11% también de origen eléctrico del circuito principal.

f) Pérdida de presión dentro de las cámaras de interrupción.

10.6 TIPOS DE FALLA Y CAUSAS

Las fallas más comunes en interruptores son:

a) No cierra cuando se le da la orden.

b) No abre cuando se le da la orden.

CFE/CTT

10-22


Tabla 10.4 Fallas más comunes en interruptores. Parte de falla Proporción

Mecanismo de operación 43 -44 %

Compresores, bombas, etc. 13,6-18,7 %

Almacenamiento de energía 7,2 -7 ,6 %

Elementos de control 9,3- 11 ,6 %

Actuadores, dispositivos de amortiguamiento

5,1 -8,9 %

Transmisión mecánica 1,4- 3,8 %

Control eléctrico y circuitos auxiliares

20 -29 %

Circuitos de cierre y de disparo 1,5- 10 %

Interruptores auxiliares 2,1 -7 ,4 %

Contactores, calentadores, etc. 5,4 -7 ,6 %

Monitores de la densidad de gas 4,0 -10,7 %

Partes sometidas a alta tensión 21 -31 %

Cámaras de interrupción 9,4- 14 %

Cámaras auxiliares, resistores 0,6- 1,3 %

Aislamiento de fases a tierra 5,7- 20,9 %

Otras causas 5,4- 6,8 %

10.7 DIAGNÓSTICO DE FALLAS

Se sugiere que el usuario supervise las partes y funciones importantes de los interruptores, como una ayuda para diagnosticar las condiciones reales de operación y predecir fallas inminentes.

El diagnóstico de interruptores también auxilia al usuario para predecir las

condiciones de trabajo de las partes importantes y, como consecuencia, incrementar los tiempos e intervalos de mantenimiento.

Los interruptores se pueden habilitar, desde fábrica, con dispositivos de supervisión. Casi siempre es posible incluir dispositivos de supervisión adicionales. La cantidad y complejidad de los dispositivos adicionales dependerá de las características del interruptor, así como de su importancia en el sistema.

Para supervisar un interruptor se requieren algunas o todas las acciones siguientes por parte del usuario:

a) Observación visual periódica de indicadores, señales, medidores, luces indicadoras, etc., en el lugar donde se localice el interruptor, sin desmantelar ni desenergizar nada; si acaso, sólo se podrá abrir las puertas del mecanismo.

b) Observación visual periódica de indicadores, medidores, etc., a control remoto, sin desmantelar ni desenergizar el interruptor. Esto puede requerir la conexión permanente de sensores, contactos auxiliares, etcétera.

c) Observación visual de indicadores y medidores conectados de forma temporal al interruptor, por ejemplo: medidores de presión.

d) Registro automático, continuo o periódico a intervalos fijos, de las funciones básicas del interruptor por medio de registradores gráficos, registrador de secuencia de eventos, registradores de fallas, etc. Esto puede llegar a requerir desenergizar y desmantelar el interruptor, o por lo menos accionarlo estando en servicio.

CFE/CTT

10-23


e) Instalar un sistema de diagnóstico en cada interruptor, conectado de forma permanente o del tipo móvil.

f) Hacer pruebas de diagnóstico externas, como por ejemplo: viaje de contactos, resistencia de aislamiento, factor de potencia, resistencia de contactos, etc. Esto puede requerir la desenergización y el desmantelamiento parcial del interruptor o, por lo menos, accionarlo estando en servicio.

g) Revisión del interruptor, habiéndolo desenergizado y desmantelado parcialmente, según se requiera; complementando la revisión con mediciones, pruebas no destructivas, etcétera.

h) Revisión del ajuste del interruptor de presión y de su operación. Esto puede requerir que se desenergice el interruptor.

En las Tablas 10.5 a la 10.14 se listan algunas características y parámetros de los interruptores que se recomienda monitorear.

Algunas de las características particularidades o parámetros, se supervisan continuamente por medio de medidores, indicadores mecánicos, o por medio de relevadores, transductores, etc., conectados al sistema de control del interruptor. La medición o indicación remota se realiza por medio de transductores. Para la verificación de otras características se requiere desenergizar, aislar o hasta desmantelar el interruptor.

Características como factor de potencia, resistencias, etc., deben ser registradas periódicamente y conservadas con la finalidad de permitirle al usuario observar la tendencia de los valores medidos para hacer una

evaluación adecuada de la condición del interruptor.

El esfuerzo para implantar un sistema de supervisión incluye el costo de los materiales necesarios, el diseño, la mano de obra requerida, así como el costo de operar y mantener el sistema; todo ello depende de varios factores, tales como: tipo de interruptor, complejidad del sistema de monitoreo, cantidad de interruptores involucrados y su localización.

El esfuerzo (trabajos y costos) para implantar un sistema de supervisión o monitoreo varía según el usuario.

El esfuerzo para la aplicación del sistema de supervisión se define como bajo cuando dicho sistema se implanta sin un trabajo de diseño y realización significativo, por parte del fabricante o del usuario.

El esfuerzo para la aplicación del sistema supervisorio se define como alto cuando la implantación del sistema requiere un gran trabajo de diseño y realización, o si se requiere desenergizar el interruptor o desmantelarlo parcialmente. El costo también se considera cuando la información resultante puede ser obtenida de algún otro sistema de bajo costo.

El esfuerzo para la implantación de un sistema de supervisión se define como medio cuando el trabajo de diseño y realización se encuentra entre bajo y alto.

CFE/CTT

10-24


Tabla 10.5 Diagnóstico para todos los tipos de interruptores (partes mecánicas). Características a monitorear

Modo Parámetro medido e información obtenida

Evaluación Beneficio/Esfuerzo

Posición indicador vs posición mecanismo.

E Comparar el estado de los indicadores (cierre/apertura) vs posición del mecanismo.

Verificar el estado del mecanismo, los enlaces y los bloqueos e indicadores para mover los contactos principales a una posición, cerrado/abierto, y verificar que sea indicada correctamente.

A/B

Posición de los contactos principales vs comandos de cierre/apertura.

D Tiempo entre la energización de la bobina y la apertura o cierre de contactos principales.

Operación de las bobinas de cierre/disparo y del mecanismo durante el cierre/apertura.

A/A

Posición de los contactos principales vs tiempo.

D Desplazamiento del contacto y continuidad vs tiempo.

Fuerza del sistema de almacenamiento de energía; efectividad de la lubricación del amortiguador, rebote de los contactos, fricción del mecanismo.

A/A

Ajuste de los contactos.

D Dimensión o posición de contactos y mecanismo de enlace.

Posición de contacto adecuada. A/A

Posición de los contactos auxiliares vs comando de cierre/apertura.

E Tiempo entre la energización de la bobina para el cierre/apertura de los contactos auxiliares.

Operación de las bobinas de cierre/disparo, y del mecanismo durante el cierre/apertura.

A/B

Simbología: E - Interruptor energizado y en servicio. D - Interruptor desenergizado y aislado. B - Bajo. * - Si existen

M - Medio. A - Alto. EA – Extremadamente alto.

Tabla 10.6 Diagnóstico para todos los tipos de interruptores (partes conductoras). Características a monitorear



Resistencia de contactos.

D Resistencia en µΩ de los contactos y otras partes del circuito principal.

Estado de las superficies de contacto y de las fuerzas aplicadas.

A/A

Temperatura de contactos y conductores vs corriente.

D Elevación de temperatura de contactos y conductores

Estado de contactos y partes conductoras. Estado del medio (transferencia de calor).

A/A

Temperatura de la terminal de la boquilla.

E Elevación de temperatura de la terminal de la boquilla.

Verificar si la temperatura de la terminal de la boquilla está dentro de especificación. Estado de la terminal de la boquilla.

A/B

Simbología: Ver simbología de la Tabla 10.5.

CFE/CTT

10-25


Tabla 10.7 Diagnóstico para todos los tipos de interruptores (partes aislantes). Características a monitorear



Tensión que soporta el aislamiento.

D Tensión de aguante o de ruptura mayor a la tensión especificada.

Contaminantes que disminuyen la rigidez del aislamiento de fase a fase o de fase a tierra.

A/EA

Tensión que soporta la cámara de interrupción.

D Tensión de aguante o de ruptura mayor a la tensión especificada.

Contaminantes en el aislamiento de la cámara de interrupción o en los capacitores graduadores.

A/EA

Corriente de fuga en aisladores soporte.

D Corriente de fuga. Aisladores contaminados o fracturados.

A/A

Ruido audible. E Ruido audible no común, corona o vibración.

Aislamiento arqueado o boquilla floja. M/B

Prueba de corona externa e interna.

D Corona. Aislamiento deteriorado, contactos dañados o falsos contactos.

B/EA

Aislamiento de boquillas.

D Capacitancia y factor de potencia.

Verificar si las boquillas aguantan la tensión especifica, así como la calidad de su aislamiento.

A/A

Tan delta del interruptor.

D Factor de potencia del interruptor completo de todas las terminales a tierra.

Verificar el estado del aislamiento de todas las partes contra tierra.

A/A


Tabla 10.8 Diagnóstico para todos los tipos de interruptores (circuitos auxiliares y de control).

Características a monitorear



Fuente de cierre y de disparo; fuente de recarga; fuente de los calentadores.

E Tensión de las fuentes de alimentación.

Confiabilidad de las fuentes que suministran la potencia para: cerrar y abrir, para cargar los dispositivos (neumáticos, hidráulicos o resortes) y para los calentadores.

A/B

Operación de las bobinas de cierre y disparo.

D, E Magnitud y forma de la corriente de alimentación a las bobinas.

Estado de las bobinas, contactos de interruptores auxiliares y del alambrado, además de la fuente.

A/M (D) A/A (E)

Operación del motor. E Dispositivo de almacenamiento de energía; corriente proporcionada por la fuente.

Estado de los motores, alambrado y contactos de interruptores auxiliares, así como la fuente.

A/M

Operación de los calentadores.

E Corriente suministrada por la fuente.

Estado de los calentadores, alambrado, contactos de interruptores auxiliares y fuente.

A/B

Operación del control remoto.

D,E Si los controles remotos producen las operaciones esperadas.

Estado y posición de los interruptores (locales y remotos), alambrado y canales de comunicación.

A/A (D) A/M (E)

Funciones del circuito de control.

D Si el circuito de control funciona en la forma esperada.

Circuito de control. A/M

Estado de las bobinas de bloqueo (cierre y disparo).

D Tensión mínima de operación para los bloqueos (cierre y disparo).

Esfuerzo requerido por los bloques para abrir o cerrar, indica el estado del sistema de bloqueo.

M/M


CFE/CTT

10-26


Tabla 10.9 Diagnóstico para todos los tipos de interruptores (partes eléctricas de la interrupción).




Operación de las cámaras de interrupción.

D Corriente, tensión de arco, TTR y viaje de contactos durante la operación.

Estado del interruptor, conexiones y mecanismos para interrumpir la corriente y abrir el circuito.

A/EA

Forma en que se han operado las cámaras de interrupción.

D Energía acumulada de interrupción (I2t) o erosión de los contactos.

Vida esperada o remanente de las cámaras.

A/A


Tabla 10.10 Diagnóstico de particularidades de interruptores de gran volumen de aceite. Características a monitorear



Volumen de aceite. E Nivel de aceite en el tanque. Nivel de aceite en boquillas.

Existencia de suficiente aceite. A/B

Calidad del aceite. E Factor de potencia, partículas disueltas, agua, humedad y rigidez dieléctrica.

Calidad requerida para soportar la tensión e interrumpir los arcos.

A/B

D Resistencia en Ω. Valor de la resistencia dentro de tolerancia.

A/A Resistores de cierre/apertura*.

D Tiempo de inserción en ms. Tiempo de inserción entre el cierre/apertura del interruptor del resistor y los contactos principales dentro de tolerancia.

A/A

E, D

Nivel de aceite y temperatura del tanque.

A/B Capacidad de conducción de corriente. D Carbón en contactos.

Capacidad del interruptor para conducir la corriente de carga.

A/A Resistores graduadores.

D

Resistencia en Ω. Valor de la resistencia dentro de tolerancia.

A/A

Capacitores graduadores*.

D Capacitancia en pF. Valor de la capacitancia dentro de tolerancia.

A/A

Calentador del tanque

E Resistencia y corriente del calentador.

Si los calentadores son del valor adecuado y conducen la magnitud de corriente directa.

A/B


CFE/CTT

10-27


Tabla 10.11 Diagnóstico de particularidades de interruptores de pequeño volumen de aceite, tanque vivo.




Volumen de aceite. E Nivel de aceite en el tanque. Nivel de aceite en boquillas.

Existencia de suficiente aceite. A/B

Calidad del aceite. D Factor de potencia, partículas disueltas, agua y humedad, rigidez dieléctrica.

Calidad requerida para soportar la tensión e interrumpir los arcos.

A/B

Resistores de cierre y/o apertura*.

D Resistencia en Ω. Valor de resistencia dentro de tolerancia.

A/B

D Carbón en contactos. A/A Capacidad de conducción de corriente.

E Nivel de aceite y temperatura del tanque

Capacidad del interruptor para conducir la corriente de carga. A/B



A/A

Presión de la cámara de interrupción.

E Presión. Valor de la presión dentro de tolerancia.

A/B

Resistores graduadores*.

D Resistencia en Ω. Valor de resistencia dentro de tolerancia.

A/A


Tabla 10.12 Diagnóstico de particularidades de interruptores en SF6, doble presión. Características a monitorear



Nivel de SF6 (baja presión)

E Presión, densidad (presión y temperatura).

Capacidad para soportar la tensión nominal.

A/B

Nivel de SF6 (alta presión)

E Presión y densidad (presión y temperatura).

Capacidad para interrumpir la corriente.

A/B

Comportamiento de la cámara de interrupción

D Cambios de presión en el tiempo, durante la operación.

Operación de la válvula de soplado, de las toberas y contactos.

A/EA

Humedad en el SF6 E Medir las partículas de agua en el SF6 en ppm.

Cantidad de H2O en el SF6; puede afectar el aguante a la tensión, la capacidad de interrupción y provocar corrosión.

A/B

D Resistencia en Ω. Valor de la resistencia dentro de tolerancia.

A/A Resistores de apertura/cierre*.

D Tiempos de inserción en ms. Tiempo de inserción entre el cierre (apertura) del interruptor del resistor y los contactos principales.

A/A



A/A

Capacitores entre fases y tierra*.


A/A


CFE/CTT

10-28


Tabla 10.13 Diagnóstico de particularidades de interruptores en SF6, una presión. Características a monitorear



Nivel de SF6 E Presión y densidad (presión y temperatura).

Capacidad para soportar la tensión nominal, manejar e interrumpir la corriente de cortocircuito.

A/B

Comportamiento de la cámara de interrupción


Operación del cilindro de soplado, de las toberas y contactos.

A/EA

Humedad en el SF6 E Medir las partículas de agua en el SF6 en ppm.

Cantidad de H2O en el SF6; puede afectar el aguante a la tensión, la capacidad de interrupción y provocar corrosión.

A/B

D Resistencia en Ω. Resistencia dentro de tolerancia. A/A Resistores de cierre/apertura*. D Tiempos de inserción en ms. Tiempo de inserción entre el cierre

(apertura) del interruptor del resistor y los contactos principales.

A/A


D Capacitancia en pF. Valor de capacitancia dentro de tolerancia.

A/A

Capacitores entre fases y tierra*.

D Capacitancia en pF. Valor de capacitancia dentro de tolerancia.

A/A

SF6 y sello de los calentadores

E Corriente de los calentadores así como de la resistencia.

Estado del SF6, así como del sello de los calentadores.

A/B


Tabla 10.14 Diagnóstico de particularidades de interruptores soplo de aire. Características a monitorear



Nivel del aire a baja presión.

E Presión. Capacidad para soportar la tensión nominal e interrumpir la corriente.

A/B

Nivel del aire a alta presión

E Presión. Existencia de aire suficiente para recargar el compartimiento de baja presión.

M/B

Comportamiento de la cámara de interrupción.


Operación del cilindro de soplado, de las toberas y contactos.

A/EA

Humedad en el aire. E Medir las partículas de agua en el aire en ppm.

Cantidad de H2O en el aire; puede afectar el aguante a la tensión, la capacidad de interrupción y provocar corrosión.

A/B

D Resistencia en Ω. Resistencia dentro de tolerancia. A/A Resistores de cierre/apertura*. D Tiempos de inserción en ms. Tiempo de inserción entre el cierre

(apertura) del interruptor del resistor y los contactos principales.

A/A


D Capacitancia en pF. Distribución de la tensión entre las cámaras de extinción en serie.

A/A


CFE/CTT

10-29


El esfuerzo para la implantación del sistema supervisorio se define como extremadamente alto si el interruptor debe ser llevado a otro lugar para verificar el sistema o si se tienen que hacer ajustes de gran exactitud en campo.

El beneficio se define como bajo cuando la información resultante es básicamente para estadística o sirve para determinar u observar tendencias, o detectar alguna condición que no requiera acción inmediata por parte del usuario.

El beneficio es considerado alto cuando la información que se obtiene es tal, que una situación que no se corrige puede conducir a una falla mayor del interruptor.

El beneficio se considera medio cuando la información obtenida se considera entre alta y baja.

El usuario debe llevar a cabo su propio análisis y determinar si es aplicable que los interruptores se equipen con un sistema de monitoreo. El fabricante puede proporcionar las recomendaciones relativas a los parámetros que se deben monitorear.

El conocimiento de los modos de falla reportados, conjuntamente con la ponderación del usuario acerca de la importancia del interruptor en un punto del sistema, auxiliaran en el análisis Beneficio/Esfuerzo para decidir el sistema de monitoreo acorde a sus necesidades.

10.8 MONITOREO

En la actualidad, la sociedad demanda grandes cantidades de energía por lo que es de importancia estratégica garantizar la continuidad del servicio del equipo de

potencia. De acuerdo con lo enunciado anteriormente en cuanto a investigación de fallas y diagnóstico, y a fin de prevenir accidentes operativos y acelerar la aplicación de soluciones después de un accidente, el empleo de sistemas de monitoreo y diagnóstico se ha constituido como una práctica común.

Ante la posibilidad de implantar un sistema de monitoreo en línea, es necesario considerar un gran número de parámetros significativos que pueden ser escogidos para tal finalidad. En esta selección se deben tomar en cuenta restricciones tales como la complejidad de la implantación. Un sistema óptimo será aquél que seleccione las funciones más básicas e importantes, que minimice el número de parámetros a ser monitoreados y maximice la efectividad.

Es muy deseable, si no es que esencial, desde el punto de vista de disponibilidad, costo y experiencia operativa, utilizar transductores comerciales.

Dentro de los parámetros mecánicos a ser monitoreados se tienen:

a) Motores para carga.

b) Distancia de viaje y velocidad de contactos.

c) Separación del punto de contacto.

d) Bobinas de disparo y de cierre.

e) Energía almacenada en el mecanismo.

f) Número de operaciones.

g) Temperatura ambiente.

En la Fig. 10.2 se aprecia un sistema de monitoreo en línea que brinda información

CFE/CTT

10-30


La erosión y el desgaste de contactos no pueden observarse directamente, pero pueden medirse indirectamente a través de la corriente y tiempo de arqueo. La corriente interrumpida puede ser medida mediante transformadores de corriente convencionales. La medición del tiempo de arqueo dependerá del grado de sofisticación requerido. Este puede ser determinado por detección óptica del arco, por medio de la medición de la tensión del arco o, simplemente, estimando la separación del punto de contacto utilizando la información del transductor de viaje de contactos y la duración del flujo de corriente hasta su extinción.

sobre varios de estos parámetros y sobre algunas variables eléctricas:

Los parámetros eléctricos a monitorearse son entre otros:

a) Erosión y desgaste de contactos.

b) Densidad del gas.

c) Humedad del gas.

d) Descargas parciales.

e) Temperatura de contacto.

La densidad del gas es de primordial importancia en interruptores basados en SF6. Para su medición es posible utilizar interruptores de presión compensados por temperatura disponibles comercialmente o alternativamente. La densidad puede ser determinada mediante el proceso electrónico de mediciones separadas de presión y temperatura.

Para el monitoreo de descargas parciales existen básicamente dos alternativas: el uso de técnicas acústicas y el uso de técnicas eléctricas. Aunque el conocimiento del valor de descargas en un interruptor permite de manera global diagnosticar el estado de su aislamiento, su medición es muy complicada, aun en laboratorio, por lo que los resultados medidos en campo sólo pueden ser de características comparativas.

La temperatura de contactos está relacionada con la formación de óxido, resortes débiles, falsos contactos, etc. La temperatura puede ser medida utilizando medios ópticos y su valía reside en su análisis en función del tiempo.

Fig. 10.2 Sistema comercial de monitoreo en línea de interruptores.

La información obtenida de un sistema de monitoreo en línea debe ser de preferencia

CFE/CTT

10-31


En esta última figura los sensores ópticos son colocados en las terminales ON y OFF del interruptor, permitiendo la adquisición de ambos extremos. Para la temporización de los pulsos de salida de los sensores, como se muestra en la Fig. 10.4, un contador mide el intervalo entre el arribo del comando y el inicio de la operación del interruptor (T1 y T3 de la Figura), y el intervalo entre el inicio y final de la operación del interruptor (T2 y T4). El tiempo y la frecuencia de operación de la bomba hidráulica puede obtenerse fácilmente de los datos de encendido/apagado del contactor de operación de la bomba. Los niveles de aceite pueden ser monitoreados por flotadores y los niveles de presión por sensores de presión.

gráfica y con indicaciones claras de anormalidades. En la Fig. 10.3 se presenta la información proporcionada por un sistema comercial de monitoreo de interruptores.

A continuación se presentan algunos ejemplos de monitoreo y diagnóstico de interruptores de potencia. Nótese que es posible dividir, para la implantación de un sistema de monitoreo, las causas de falla en dos grandes grupos:

a) Fallas operacionales: relacionadas con el tiempo de operación, la frecuencia de operación y caídas de presión o de nivel del medio de extinción.

b) Fallas de aislamiento: caída de la presión del gas, descargas parciales, etcétera.

Generalmente, las descargas parciales ocurren cuando se genera una anormalidad en el rendimiento del dieléctrico. Es importante monitorear estos eventos para permitir la predicción de fallas en el aislamiento. Las descargas parciales pueden ser medidas por:

En la Fig. 10.4 se muestra la estructura de un sistema de monitoreo de la operación de un interruptor de potencia. El sistema está constituido por los siguientes dispositivos:

a) Un sensor para la detección de comandos, que es un dispositivo para la detección de señales de comando basado en acoplamiento magnético e instalado en el circuito de control del interruptor.

a) Detección de radiación electromagnética causada por descargas parciales saliendo del tanque.

b) Detección de señales acústicas viajeras en la superficie del tanque. b) Dos sensores de fibra óptica para emisión

y recepción de luz montados frente a un plato reflejante ubicado en la parte móvil del interruptor para detectar operaciones.

c) Detección por medio de electrodos flotantes dentro del tanque.

c) Un contador de tiempo para la medición de los intervalos entre los pulsos de salida del comando y los sensores ópticos.

Entre estos métodos de medición, la detección de señales acústicas es susceptible a la influencia de lluvia u objetos voladores (arena, aves, etc.). Por otro lado, el método de medición eléctrica es afectado adversamente por ruido electromagnético y por ondas de radiofrecuencia.

En la Fig. 10.5 se muestra la estructura del sensor de detección de comandos. En la Fig. 10.6 se muestra la instalación del sensor óptico.

CFE/CTT

10-32


Fig. 10.3 Datos de salida de un sistema comercial de monitoreo en línea de interruptores.

CFE/CTT

10-33


T1 T2 T3 T4

AperturaCierre

Señales de salida y tiempos medidos

Sensoróptico

Sensoróptico

Sensor paradetección decomandos REC

(O/E)

REC(O/E)(E/O)

ContadorA la unidad detransmisión yprocesamiento

Fig. 10.4 Estructura de un sistema de monitoreo de tiempo de operación.

Filtro AMP E/O O/E AMPCircuito para reformar el

pulso

fotoacoplador

Batería

Enlace de fibra óptica

Alambre de control

Parte sensora Receptor

Pulso desalida

Panel de control Panel de monitoreo

Fig. 10.5 Estructura de un sistema de monitoreo de operación.

La Fig. 10.7 ilustra un método de medición utilizando un electrodo de forma anular embebido en un espaciador para soporte de conductores de alta tensión. Este método permite la medición sin el problema de

utilizar dispositivos especiales. Debido a que se proveen electrodos flotantes en el interior del tanque, los niveles de ruido son mínimos. Los valores de mayor sensibilidad que pueden detectarse son de 10 pC.

CFE/CTT

10-34


Al contacto principal

Tanque

Cilindro deaislamiento

Unidad deoperaciónhidráulica

Cubierta

Cabezadel sensor

Parte operativa del interruptor

A

B

A'

B'

Sección A-A'

Sección B-B'

Dirección delmovimiento

Cabezadel sensor

Cabezadel sensor

Distanciade operación

Posiciónde apertura

Posiciónde cierre

Plato reflejante

E/O

O/EE/O

O/E

Fibra óptica

Fig. 10.6 Sensor óptico instalado.

La presión de gas afecta de manera importante las características del dieléctrico y la capacidad interruptiva. En este método, combinando un sensor piezoeléctrico de presión y un sensor de temperatura, los valores de presión son sujetos a corrección y los valores de salida quedan referidos a 20°C.

La salida de estos sensores es desplegada y registrada en un panel de monitoreo que incorpora un microprocesador y una impresora. Cuando se detecta alguna anormalidad en los valores medidos, el sistema es alertado y contribuye al incremento de la seguridad del interruptor.

A pesar de las grandes ventajas asociadas al monitoreo en línea de interruptores de potencia, no debe despreciarse la utilidad de sistemas integrados de diagnóstico, que si bien no operan con el equipo en línea, sí

presentan características de versatilidad dignas de tomarse en cuenta.

En la Fig. 10.8 se presenta un equipo comercial de buenas características.

Entre las características notables de estos equipos se encuentra la posibilidad del empleo de programas de cómputo para la administración, despliegue y análisis de la información obtenida en campo. Esta herramienta generalmente redunda en diagnósticos más precisos a un menor tiempo.

En la Fig. 10.9 se muestra un sistema de cómputo orientado hacia el diagnóstico de interruptores.

CFE/CTT

10-35


BPF AMP RF A/D E/O

O/E AMP DO

Circuito decarga (o batería)

Receptor

Sensor (acoplado directamente al espaciador)

Fibra óptica

Conductor Tanque

Espaciador

Electrodo embebidopara detección

Fig. 10.7 Estructura de un sensor de descargas parciales.

Fig. 10.8 Sistema integrado de diagnóstico de interruptores de potencia.

CFE/CTT

10-36


Fig. 10.9 Programa de análisis de información de sistema de diagnóstico de interruptores.

CFE/CTT

10-37


CAPÍTULO 11

PRUEBAS DE RUTINA Y PROTOTIPO A INTERRUPTORES

11.1 INTRODUCCIÓN Cuando las pruebas prototipo tienen como objetivo evaluar un diseño nuevo, el interruptor a probar debe estar fabricado estrictamente conforme a los planos del fabricante. Las pruebas deben realizarse con el interruptor en condiciones similares a las de operación, es decir, con el aceite o gas a su temperatura y presión de operación y con sus equipos auxiliares y mecanismos de operación instalados.

Las pruebas de rutina y prototipo tienen el propósito de verificar las características nominales del sistema aislante e interruptivo, de los mecanismos de operación y de los equipos auxiliares del interruptor. Las pruebas de rutina se realizan en todos los interruptores, mientras que las pruebas prototipo, normalmente, se realizan en la primera unidad fabricada de un diseño nuevo, o en un interruptor seleccionado en forma aleatoria de un lote de interruptores. Cuando se incorporan elementos de diseños anteriores a un nuevo diseño, las pruebas prototipo que verifican estos elementos generalmente no se realizan, ya que se consideran los resultados obtenidos previamente.

11.2 PRUEBAS DE RUTINA Y PROTOTIPO

Las pruebas de rutina tienen el propósito de revelar fallas en los materiales y en la construcción del interruptor.

CFE/CTT

11-1


Los propósitos fundamentales de las pruebas prototipo son:

• Verificar que el diseño cumple con los requerimientos y obtener las características nominales del interruptor.

Para interruptores, donde el aislamiento externo es en aire, se debe aplicar un factor de corrección por humedad (Kt) para las pruebas en seco.

• Verificar que se cumplen los requerimientos de calidad y de funcionamiento del interruptor.

Para calcular el factor de corrección por humedad, en interruptores con tensiones nominales de 52 kV o menores, deben tomarse en cuenta las consideraciones establecidas en los incisos 6.2.1 de la norma IEC 60694-1996 y 11.2.2 de la norma IEC 60060-1. En la Tabla 11.1 se listan las pruebas de rutina

y prototipo principales que se aplican a interruptores establecidas en la norma IEC 62271-100-2001.

Para interruptores que tengan aislamiento interno y externo, se debe de aplicar el factor de corrección Kt si su valor está entre 0.95 y 1.05. Cuando el factor de corrección esté fuera del rango de 0.95 y 1.05, los detalles de las pruebas dieléctricas deberán acordarse entre fabricante y usuario.

11.3 PRUEBAS DIELÉCTRICAS

Dentro de esta categoría existen tres pruebas para verificar la calidad del aislamiento de los interruptores y están relacionadas con los fenómenos que ocurren en la red. Éstas son:

Para interruptores que tengan sólo aislamiento interno, las condiciones del aire ambiente no influyen y por lo tanto, el factor de corrección Kt no debe de aplicarse. • Tensión de aguante de corta duración o

potencial aplicado. 11.3.2 Procedimiento para prueba de

potencial aplicado en condiciones húmedas

• Impulso por rayo.

• Impulso por maniobra. El aislamiento externo de un interruptor debe estar sujeto a pruebas de potencial aplicado en condiciones húmedas citadas en el procedimiento establecido en la norma IEC 60060-1. El propósito es simular el efecto de la lluvia natural en el aislamiento externo del interruptor y consiste en rociar el objeto bajo prueba con agua a una temperatura y resistividad definidas. El agua debe caer sobre el objeto bajo prueba en forma de gotas (evitando la formación de niebla) en dirección vertical y horizontal con intensidades aproximadamente iguales.

Para la realización de las pruebas dieléctricas se requiere cumplir con las condiciones y requisitos descritos en los subincisos siguientes.

11.3.1 Condiciones ambientales durante las pruebas

La norma IEC 60060-1 especifica las condiciones atmosféricas y los factores de corrección para efectuar las pruebas dieléctricas.

CFE/CTT

11-2

PRUEBAS PROTOTIPO A INTERRUPTORES

Tabla 11.1 Pruebas de rutina y prototipo para interruptores de potencia recomendadas por la norma IEC-62271-100-2001.

PRUEBAS DE RUTINA Y PROTOTIPO OBLIGATORIAS RUTINA PROTO-

TIPO INCISO

1 Pruebas dieléctricas X X 11.3 2 Pruebas de voltaje de radio interferencia (R.I.V.) X 11.4 3 Medición de la resistencia de circuitos X X 11.5 4 Prueba de elevación de temperatura X 11.6 5 Pruebas de corriente pico y de corriente instantánea X 11.7 6 Pruebas de hermeticidad X X 11.8 7 Pruebas de compatibilidad electromagnética (EMC) X 11.9 8 Prueba de operación mecánica X X 11.10 9 Pruebas de corto circuito X 11.11 10 Pruebas de falla a tierra X 11.12 11 Pruebas de falla de línea corta X 11.13 12 Pruebas de interrupción de corrientes inductivas (reactores y

motores) X 11.14

13 Pruebas de apertura y cierre de defasamiento (fuera de fase) X 11.15 14 Pruebas de interrupción de corrientes capacitivas X 11.16 15 Verificación visual y del diseño X 11.17 PRUEBAS PROTOTIPO OBLIGATORIAS CUANDO

APLIQUEN

16 Verificación del grado de protección X 11.18 17 Pruebas de temperaturas extremas X 11.19 18 Prueba de humedad X 11.20 19 Pruebas de carga estática en terminales X 11.21

11.3.3 Condiciones del interruptor durante las pruebas dieléctricas

Cuando la distancia entre los polos de un interruptor no esté inherentemente fija por diseño, esta para la prueba será el valor mínimo declarado por el fabricante. Sin embargo, para evitar ensamblar interruptores trifásicos grandes para propósitos exclusivos de prueba, las pruebas de contaminación artificial y de voltaje de radio interferencia pueden realizarse en un solo polo.

Las pruebas dieléctricas deberán hacerse en interruptores completamente ensamblados, tal y como están en servicio y con las superficies exteriores de las partes aislantes limpias.

Los interruptores deben montarse para las pruebas con las distancias y alturas mínimas especificadas por el fabricante.

Cuando el fabricante establece que se requiere aislamiento suplementario como cinta o barreras durante la operación del interruptor,

El equipo probado a una altura sobre el nivel del piso, se considera como satisfactorio si en servicio está montado a una altura mayor sobre el nivel del piso.

CFE/CTT

11-3


este aislamiento también deberá utilizarse durante las pruebas.

Si se requieren cuernos de arqueo o aros equipotenciales para protección del sistema, estos pueden retirarse con el propósito de incrementar el espacio de prueba. Si son requeridos para la distribución de gradiente de potencial, estos pueden permanecer en su posición durante la prueba.

Para interruptores que usan gas comprimido como aislamiento, las pruebas dieléctricas deberán ser realizadas a la presión funcional mínima (densidad), como lo especifica el fabricante.

En las pruebas dieléctricas de interruptores que incorporen dispositivos de interrupción en vacío, se deberán tomar precauciones para asegurar que el nivel de emisión de rayos X esté dentro de los límites de seguridad.

11.3.4 Criterios para pasar la prueba

1) Pruebas de potencial aplicado

Se considera que el interruptor pasa la prueba si no presenta rompimiento dieléctrico.

Si durante la prueba húmeda ocurre un rompimiento dieléctrico en un aislamiento externo autorecuperable, se debe de repetir la prueba en las mismas condiciones y se considerará aprobada sólo si no ocurren más rompimientos dieléctricos.

2) Pruebas de impulso

Se deberá aplicar el procedimiento B de la norma IEC 60060-1, que indica que se deberán aplicar 15 impulsos consecutivos por rayo o por maniobra a la tensión nominal de aguante para cada condición de

prueba y polaridad. Se considera que el interruptor ha pasado la prueba si el número de rompimientos dieléctricos en los aislamientos autorecuperables no son más de dos para cada serie de 15 impulsos y si no ocurre rompimiento dieléctrico en en aislamiento no autorecuperable.

El procedimiento C de la norma IEC 60060-1 puede ser aplicado como alternativa a la prueba de aguante a los 15 impulsos, indicados en el procedimiento B. En este caso, la prueba se realizará aplicando tres impulsos consecutivos para cada polaridad. El interruptor habrá pasado la prueba si no ocurren rompimientos dieléctricos. Si ocurre un rompimiento dieléctrico en un aislamiento autorecuperable, deberán aplicarse 9 impulsos adicionales y si no ocurren más rompimientos dieléctricos, el interruptor habrá pasado la prueba.

Si se prueba que los resultados son más desfavorables para una polaridad, es permisible realizar las pruebas sólo para esta polaridad.

Algunos materiales aislantes retienen carga después de la prueba de impulso, por lo que se deberá descargar el material aislante antes de invertir la polaridad. Para permitir la descarga de los materiales aislantes se recomienda el uso de métodos adecuados, como la aplicación de tres impulsos al 80% de la tensión de prueba con la polaridad inversa antes de la prueba.

3) Comentarios generales

Se recomienda que las partes aislantes sean probadas en secuencia, iniciando con el aislamiento de la parte que soporta la tensión de prueba. Cuando el aislamiento

CFE/CTT

11-4


de esta parte ha pasado la prueba, de acuerdo con los criterios mencionados anteriormente, su clasificación no se degrada por posibles rompimientos dieléctricos que pueden ocurrir durante pruebas subsecuentes de otras partes aislantes.

11.3.5 Condiciones de prueba y aplicación de la tensión de prueba

Se debe hacer distinción entre el caso general, donde las tres tensiones de prueba (fase a tierra, entre fases y a través del interruptor en posición abierto) son las mismas, y los casos especiales en los que la distancia aislante y los aislamientos entre fases sean más grandes que la distancia de fase a tierra.

a) Caso general

La Fig. 11.1, muestra un diagrama de conexión de un interruptor trifásico. La tensión de prueba debe ser aplicada de acuerdo con la Tabla 11.2.

b) Caso especial

Cuando la tensión de prueba, a través del interruptor en la posición de abierto, es mayor que la tensión de aguante de fase a tierra, se deberán utilizar métodos diferentes.

• Método preferido

A menos que se especifique otra cosa, el método preferido consiste en aplicar una combinación de tensiones.

• Pruebas a tensión nominal

Estas pruebas se realizan utilizando dos fuentes diferentes de tensión en condiciones de defasamiento para obtener el valor de tensión de prueba.

En este caso, la tensión de prueba a través del interruptor en posición de abierto debe aplicarse de acuerdo con la Tabla 11.3.

A B C

a b c

Posición

AbiertoCerrado

T T

A B C

b caTanque

Fig. 11.1 Diagrama de conexiones para interruptores trifásicos.

CFE/CTT

11-5


CFE/CTT

11-6

Tabla 11.2 Condiciones de aplicación de tensión en la prueba para el caso general.

Condición de prueba

Dispositivo de

interrupción

Tensión aplicada

a:

Tierra conectada

a:

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Cerrado

Cerrado

Cerrado

Abierto

Abierto

Abierto

Abierto

Abierto

Abierto

Aa

Bb

Cc

A

B

C

a

b

c

BCbcT

ACacT

ABabT

BCabcT

ACabcT

ABabcT

ABCbcT

ABCacT

ABCabT

Las condiciones de prueba 3, 6 y 9 pueden omitirse si el arreglo de

los polos exteriores es simétrico con respecto al polo central y al

tanque. Las condiciones de prueba 7, 8 y 9 pueden omitirse si el

arreglo de las terminales de cada polo es simétrico con respecto a la

base.

Tabla 11.3 Aplicación de tensión en la prueba de tensión nominal.


Tensión aplicada a:

Tierra conectada a:

1

2

3

A y a

B y b

C y c

BCbcT

ACacT

ABabT La condición 3 puede omitirse si el arreglo de los polos externos es simétrico con respecto al polo central y al tanque.

• Prueba de impulso

La tensión nominal de aguante al impulso de fase a tierra constituye la parte principal de las pruebas de tensión y se aplica a una terminal, mientras que la tensión complementaria se suministra por medio de otra fuente de tensión con polaridad inversa y se aplica a la terminal opuesta de la misma fase. Esta tensión complementaria puede ser un impulso de tensión o el pico de la tensión del sistema. Los demás polos y el tanque deben estar aterrizados.

Para tomar en cuenta la influencia del impulso en la forma de onda de la tensión del sistema, debido al acoplamiento capacitivo entre los dos circuitos de tensión, se deben satisfacer los siguientes requerimientos de prueba: la caída de tensión debe estar limitada y no debe ser menor al valor especificado para la tensión complementaria con una tolerancia de 5%.

La caída de tensión puede reducirse en gran medida conectando un capacitor en paralelo a la terminal del lado de la tensión del sistema.

La tensión de prueba debe aplicarse de acuerdo con la Tabla 11.4.

• Método alternativo

Cuando se utiliza una sola fuente de tensión, puede probarse el aislamiento a través del interruptor en posición de


11.3.6 Pruebas a interruptores de Ur≤245 kV

abierto, tanto para pruebas de tensión nominal como para pruebas de tensión de impulso de la siguiente manera.

Las pruebas deberán realizarse con las tensiones de prueba dadas en las tablas 1a y 1b de la norma IEC 60694.

Tabla 11.4 Conexiones para la aplicación de tensión en la prueba de tensión de impulso. 1) Pruebas a tensión nominal

Tensión aplicada a:


Parte princi-

pal

Parte comple-mentaria

Tierra conectada

a:

1

2

3

4

5

6

A

B

C

a

b

c

a

b

c

A

B

C

BbCcT

AaCcT

AaBbT

BbCcT

AaCcT

AaBbT

Los interruptores deben ser sometidos a pruebas de aguante de tensión nominal de acuerdo con IEC 60060-1. La tensión que debe soportar el interruptor para cada condición de prueba es el valor de la tensión nominal y debe mantenerse por 1 minuto.

Las pruebas deben realizarse en condiciones secas y en condiciones húmedas para interruptores tipo exterior.

La distancia aislante puede ser probada como sigue:

Las condiciones de prueba 3 y 6 pueden omitirse si el arreglo de los polos externos es simétrico con respecto al polo central y al tanque. a) Método preferido. Para este caso,

ninguno de los dos valores de tensión aplicada, a las dos terminales del interruptor, debe ser menor que un tercio de la tensión nominal de aguante de fase a tierra.

Las condiciones 4, 5 y 6 pueden omitirse si el arreglo de las terminales en cada polo es simétrico con respecto al tanque.

• La tensión total de prueba Ut se aplica entre una terminal y tierra y la terminal opuesta se aterriza. b) Método alternativo. Para interruptores

aislados en gas con tensiones nominales menores a 72.5 kV y para interruptores convencionales de cualquier tensión nominal, la tensión a tierra del tanque Uf no necesita ser determinada con precisión, incluso el tanque puede estar aislado.

• Cuando la tensión resultante a través del aislamiento del interruptor exceda la tensión nominal de aguante de fase a tierra, el tanque se pone a una tensión con respecto a tierra Uf, tal que Ut-Uf tenga entre el 90 y 100% de la tensión nominal de aguante de fase a tierra.

2) Pruebas a tensión de impulso por rayo

Los interruptores deben someterse a pruebas de impulso por rayo sólo en condiciones secas. Las pruebas deben

CFE/CTT

11-7


2) Pruebas de impulso por maniobra realizarse con tensiones de ambas polaridades utilizando el impulso por rayo normalizado de 1.2/50 µs. Los interruptores deben someterse a

pruebas de impulso por maniobra, que deben realizarse con tensión de ambas polaridades, con el impulso por maniobra normalizado de 250/2500 µs. Las pruebas en condiciones húmedas deben realizarse sólo para interruptores tipo intemperie.

Cuando se usa el método alternativo, para probar la distancia aislante de interruptores en gas, con una tensión nominal menor de 72.5 kV y para interruptores convencionales de cualquier tensión nominal, la tensión a tierra del tanque Uf no necesita ser determinada con precisión, incluso el tanque puede estar aislado.

El aislamiento entre polos debe probarse en condiciones secas empleando el método preferido.

3) Pruebas de impulso por rayo

Los interruptores deben someterse a pruebas de impulso por rayo sólo en condiciones secas. Las pruebas deben realizarse con tensión de ambas polaridades utilizando el impulso de rayo normalizado de 1.2/50 µs.

11.3.7 Pruebas a interruptores de Ur>245 kV

En la posición de cerrado, las pruebas deben realizarse en las condiciones 1, 2 y 3 de la Tabla 11.2. En la posición de abierto, las pruebas deben realizarse como se describe a continuación.

1) Pruebas a tensión nominal 11.3.8 Pruebas de contaminación artificial

Los interruptores deben someterse a pruebas de tensión de aguante de corta duración de acuerdo con IEC 60060-1. Para cada condición de prueba se debe alcanzar la tensión de prueba especificada y se debe mantener por 1 minuto.

Las pruebas de contaminación artificial no son obligatorias, cuando las distancias dieléctricas del interruptor cumplen con los requerimientos especificados en la norma IEC 60694.

Si las distancias dieléctricas no cumplen estos requisitos, las pruebas de contaminación artificial deben realizarse de acuerdo a IEC 60507, utilizando la tensión nominal y los factores de aplicación dados en la norma IEC 60694.

Las pruebas solamente deberán realizarse en condiciones secas.

La distancia aislante a través del interruptor debe probarse con el método preferido o con el método alternativo, sin que la tensión aplicada entre terminal y tanque sea mayor a la tensión nominal Ur.

11.3.9 Pruebas de descargas parciales

Cuando sean requeridas, deberán realizarse de acuerdo con IEC 60270.

CFE/CTT

11-8


11.3.10 Pruebas de circuitos auxiliares y de control

Esto normalmente se realiza después de las pruebas de resistencia mecánica y eléctrica, o de las pruebas de cierre y apertura de corto circuito. Los circuitos auxiliares y de control de los

interruptores deben someterse a pruebas de aguante de tensión aplicada: • Los valores de tensión para esta prueba se

especifican en el punto 6.2.11 de la norma IEC-60694-2000. 1) Entre los circuitos auxiliares y de control

y el tanque del interruptor.

2) Si es realizable, entre cada parte de los circuitos auxiliares y de control (que en uso normal pueden estar aislados de las otras partes) y las otras partes conectadas en conjunto y al tanque.

11.4 PRUEBA DE VOLTAJE DE RADIO INTERFERENCIA (R.I.V.)

Esta prueba aplica sólo para interruptores que tienen una tensión nominal de 123 kV o mayor. La tensión de prueba debe ser de 2,000 V y

las pruebas deben realizarse de acuerdo con la norma IEC 61180-1. La tensión debe aplicarse por 1 minuto. Los circuitos auxiliares y de control del interruptor se podrán considerar como aceptados si durante la prueba no ocurren rompimientos dieléctricos.

La tensión de prueba debe aplicarse como sigue:

1) En posición cerrado, entre las terminales y con el tanque aterrizado.

Normalmente, este mismo nivel de tensión se aplica para probar motores y otros dispositivos utilizados en los circuitos auxiliares y de control de los interruptores. Si estos accesorios ya fueron probados, de acuerdo con la especificación adecuada, pueden ser desconectados para estas pruebas. Si el interruptor cuenta con componentes electrónicos, se deberán adoptar diferentes procedimientos de prueba y sus valores serán acordados entre el fabricante y el usuario.

2) En posición abierto, entre una terminal y las otras terminales conectadas al tanque y a tierra y luego con las conexiones invertidas si el interruptor no es simétrico.

La envolvente, tanque, estructura y otras partes, normalmente aterrizadas, deberán conectarse a tierra. Se debe tener cuidado con los objetos aterrizados o no aterrizados cerca del interruptor o del circuito de prueba para evitar influenciar las mediciones.

El interruptor debe estar seco, limpio y a la misma temperatura que el cuarto donde se realiza la prueba. El interruptor no debe ser sometido a otras pruebas dieléctricas durante 2 horas antes de la prueba.

Prueba a tensión aplicada para verificación de la condición del aislamiento

Cuando no se pueda verificar visualmente la condición del aislamiento a través de los contactos abiertos del interruptor, se aplica la prueba de tensión de aguante en seco, a un valor de tensión que se considere apropiado.

Las conexiones de prueba y sus terminales no deben ser una fuente de voltaje de radio

CFE/CTT

11-9


interferencia de valores más altos que los que se indican a continuación:

El circuito de medición se muestra en la Fig. 11.2 y debe sintonizarse a una frecuencia dentro del 10% de 0.5 MHz. Sin embargo, se pueden usar otras frecuencias en el rango de 0.5 a 2.0 MHz. Los resultados se expresan en microvolts.

El rango de impedancias de medición deben de estar entre 30 y 600 Ω y el ángulo de fase no deberá exceder de 20º. El voltaje de radio interferencia debe referirse a 300 Ω, considerando que el voltaje medido es

directamente proporcional a la resistencia. Por lo tanto, se recomienda una resistencia de 300 Ω para interruptores con boquillas con bridas aterrizadas (por ejemplo en interruptores de tanque muerto).

El filtro F, mostrado en la Fig. 11.2, debe tener una alta impedancia en la frecuencia de medición. Este filtro reduce las corrientes de radio frecuencia circulantes en el circuito de prueba, generadas por el transformador de alta tensión o adquiridas de fuentes extrañas. La impedancia adecuada del filtro debe estar entre 10 a 20 kΩ en la frecuencia de medición.

DETALLES DE M

R1L

Zs

M

F

R2

LR

Fig. 11.2 Circuito de prueba para la prueba de voltaje de radio interferencia en interruptores.

CFE/CTT

11-10


Debe asegurarse que el nivel ambiental de radio interferencia sea entre 6 y 10 dB menor al nivel de radio interferencia especificado para el interruptor bajo prueba. Durante esta prueba se deben limpiar los aislamientos externos del interruptor y registrar las condiciones atmosféricas.

El procedimiento de prueba se presenta a continuación:

Se debe aplicar una tensión de 1.1Ur/√3 y mantenerla al menos por 5 minutos, siendo Ur la tensión nominal del interruptor. Posteriormente, la tensión se disminuye en pasos hasta 0.3Ur/√3, posteriormente se incrementa nuevamente en pasos hasta alcanzar el valor inicial y, finalmente, se disminuye en pasos hasta 0.3Ur/√3. En cada paso se debe realizar una medición del voltaje de radio interferencia y graficar contra la tensión aplicada. La curva obtenida, es la característica de radio interferencia del interruptor.

Se considerará que el interruptor pasó la prueba si el nivel de radio interferencia a 1.1Ur/√3 no excede 2,500 µV.

11.5 MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE CIRCUITOS

1) Circuito principal

Se debe realizar una medición de la resistencia del circuito principal para usarse como referencia para el mismo tipo y diseño de interruptor. A esta prueba comúnmente se le conoce como medición de la resistencia de contactos.

La medición se realiza aplicando una tensión de C.D. y midiendo la caída de

tensión o resistencia a través de las terminales de cada fase o polo.

La corriente a aplicar durante la prueba deberá tener un valor entre 50 A y la corriente nominal del interruptor. Se ha encontrado que un valor alto de resistencia de contactos no es evidencia contundente de un contacto defectuoso o de una mala conexión. En este caso, se recomienda repetir la prueba aplicando una corriente de prueba mayor, lo más cercana posible a la corriente nominal.

Se debe medir la caída de tensión de C.D. o la resistencia antes y después de la prueba de elevación de temperatura, con el interruptor a temperatura ambiente. Como criterio de aceptación de esta prueba, los valores obtenidos en ambas mediciones no deben diferir en más del 20%.

2) Circuitos de baja energía

Los circuitos auxiliares y de control se deben probar aplicando una corriente de 10 mA y energizados con una fuente de 6 V C.D. La resistencia del contacto cerrado no debe exceder de 50 Ω.

11.6 PRUEBA DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA

Esta prueba consiste en medir la temperatura a la que el interruptor alcanza su estabilidad térmica al circular, a través de él, su corriente nominal. El interruptor se considera estable térmicamente cuando la temperatura no varía en más de 1 ºC en un lapso de una hora.

Para realizar la prueba de elevación de temperatura, el interruptor debe estar equipado con todos sus accesorios, con

CFE/CTT

11-11


11.7 PRUEBA DE CORRIENTE PICO Y DE CORRIENTE INSTANTÁNEA

contactos nuevos, lleno con aceite, con gas y colocado en la posición de servicio. La prueba debe realizarse en un lugar cerrado libre de corrientes de aire. Cuando no se realiza en un lugar cerrado la velocidad del aire debe ser menor a 0.5 m/s.

Al circuito principal del interruptor se le aplica una prueba para verificar su capacidad de conducir la corriente pico nominal y la corriente instantánea. Esta prueba se efectúa a cualquier nivel de tensión, pero a la frecuencia nominal ±10%.

Esta prueba se debe aplicar simultáneamente en todos los polos del interruptor; sin embargo, puede aplicarse en forma independiente en cada polo, considerando despreciable la influencia de los otros polos.

Para realizar la prueba, el interruptor debe estar en condiciones similares a las de operación, en la posición de cerrado y con los contactos nuevos y limpios. La conexión para alimentar la corriente de

prueba al circuito principal debe realizarse de manera que aporte calor al interruptor o al tablero del control. El incremento de temperatura en la conexión debe ser medida a una distancia de un metro. Este incremento no debe ser mayor a 5 ºC.

Cada prueba debe ser precedida por una operación sin carga y de una medición de la resistencia del circuito principal.

La prueba puede realizarse de forma monofásica o trifásica.

La prueba se realiza aplicando la corriente nominal del interruptor bajo prueba, con una forma de onda senoidal y a la frecuencia nominal, con una tolerancia en esta de –5 a +2%.

Para la prueba monofásica, el procedimiento es el siguiente:

• Para un interruptor trifásico, la prueba se realiza en dos polos adyacentes.

La temperatura de partes para las que están establecidos límites debe ser medida con termómetros o con termopares, colocados en el punto más caliente que sea accesible. La temperatura superficial de componentes inmersos en líquido dieléctrico debe ser medida sólo por termopares colocados en la superficie de estos. La temperatura del líquido dieléctrico debe ser medida en su superficie.

• Para interruptores con polos separados, la prueba se realiza en dos polos adyacentes, o en un solo polo con el conductor de retorno a la distancia de fase.

• Para tensiones nominales mayores a 72.5 kV, el conductor de retorno no debe tomarse en cuenta.

El incremento de temperatura de varias partes del interruptor no debe exceder los valores presentados en la Tabla 11.5. En caso contrario, se considera que el interruptor ha fallado en la prueba de elevación de temperatura.

CFE/CTT

11-12


Tabla 11.5 Límites de elevación de temperatura de las partes de un interruptor. COMPONENTE TEMPERATURAS MÁXIMAS

CONTACTOS Temperatura total (°C)

Elevación de temperatura a temperatura ambiente

menor a 40°C (ºC)

Cobre sin recubrimiento En aire En SF6 En aceite

75 105 80

35 65 40

De plata, niquelados o plateados En aire (notas 1 y 2) En SF6 En aceite (nota 2)

105 105 90

65 65 50


90 90 90

50 50 50

CONEXIONES Cobre En aire

En SF6 En aceite

90 115 100

50 75 60

De plata, niquelados o plateados En aire (nota 3) En SF6 En aceite

115 115 100

75 75 60


105 105 100

65 65 60

TERMINALES EXTERNAS A CONDUCTORES Sin recubrimiento 90 50 Plata, níquel o estañadas 105 65 PARTES METÁLICAS QUE ACTÚAN COMO RESORTE Ver nota 4 Ver nota 4 MATERIALES AISLANTES (nota 5) Clase Y (materiales no impregnados) 90 50 Clase A (materiales impregnados o sumergidos en aceite) 105 65 Clase E 120 80 Clase B 130 90 Clase F 155 115 Clase H 180 140 Esmalte Base aceite

Sintético en aire Sintético en aceite

100 120 100

60 80 60

METAL O MATERIAL AISLANTE EN CONTACTO CON ACEITE, EXCEPTO CONTACTOS

100 60

ACEITE AISLANTE PARA INTERRUPTORES 90 50 NOTAS DE LA TABLA 11.5 1.-Cuando se aplica una elevación de temperatura de 65°C se debe asegurar que no se ha causado daño a los materiales aislantes adyacentes. 2.-La calidad de la cubierta de plata será de tal clase que después de las pruebas de cortocircuito y mecánicas, todavía tenga una capa de plata en

los puntos de contacto y debe considerarse como “NO CUBIERTO DE PLATA". 3.-Los valores de temperatura y de elevación de temperatura son válidos para conductores con o sin recubrimiento. 4.-La temperatura no debe alcanzar un valor donde se afecte la elasticidad del material (reblandecimiento). Para cobre puro el límite de

temperatura es de 75°C. 5.-Se utilizan las siguientes clases de materiales aislantes:

CLASE "Y" (90 °C) Algodón, seda y papel sin impregnación. CLASE “A” (105 °C) Algodón, seda y papel impregnados, cubiertos o sumergidos en un líquido dieléctrico como el aceite. CLASE “E” (120 °C) Barnices de terminación e impregnación, compuestos de poliuretano, compuestos epóxicos y resinas. CLASE “B” (130 °C) Mica, fibra de vidrio, asbesto, etc., o combinación de ellos, construidos con varias sustancias orgánicas. CLASE “F”(155 °C) Mica, fibra de vidrio construidos con varias substancias de otros materiales no necesariamente inorgánicos. CLASE “H” (180 °C) Nomex, Mylar laminado, mica, fibra de vidrio, barniz, resilam, DMD 180, Kapton, Pyromid, Pyroglas y Pyrolam.

CFE/CTT

11-13


Para comprobar esta condición, se debe: La conexión a terminales en el interruptor debe realizarse de manera que evite esfuerzos mecánicos sobre éstas. • Realizar una apertura sin carga del

interruptor, inmediatamente después de la prueba y los contactos deben abrir al primer intento.

La componente de C.A. de la corriente de prueba debe ser igual a la componente de C.A. de la corriente nominal instantánea de aguante (Ik) del interruptor. La corriente pico no debe ser menor a la corriente pico nominal de aguante (Ip), ni debe exceder este valor en más del 5%.

• Medir la resistencia de contactos. Si el valor se ha incrementado en más de un 20% y si no es posible confirmar la condición de los contactos mediante inspección visual, se debe repetir la prueba de elevación de temperatura. Para la prueba trifásica, la corriente en

cualquier fase no debe variar en más del 10% con respecto al promedio de las tres corrientes. El promedio de los valores rms de la componente de C.A. de la corriente de prueba, no debe ser menor a la corriente nominal.

11.8 PRUEBAS DE HERMETICIDAD

El propósito de esta prueba es demostrar que el porcentaje de fugas absolutas F no exceda el valor específico del porcentaje de fugas permisibles Fp.

La corriente de prueba It, inicialmente debe aplicarse por un tiempo tt igual a la duración nominal tk de cortocircuito.

La prueba de hermeticidad de un interruptor, que tiene instalado su mecanismo de operación, debe efectuarse en la posición de abierto y en la posición de cerrado, aunque el coeficiente de fugas sea independiente de la posición de los contactos.

Como criterio de aceptación, un interruptor debe ser capaz de soportar su corriente pico y su corriente instantánea, sin sufrir daño mecánico en ninguna de sus partes.

Después de la prueba, el interruptor no debe mostrar un deterioro significativo y debe ser capaz de operar correctamente, conducir su corriente nominal de forma continua sin exceder la elevación de temperatura especificada en la Tabla 11.5. Además, debe soportar la tensión especificada en las pruebas dieléctricas.

En general, sólo la medición acumulativa de fugas permite el cálculo del porcentaje de fugas nominales.

La prueba de hermeticidad normalmente se realiza antes y después de la prueba de operación mecánica o durante la prueba de operación a temperaturas extremas. Se acepta un incremento en el porcentaje de fugas a temperaturas extremas, siempre y cuando el incremento temporal de las fugas no exceda los valores mostrados en la Tabla 11.6.

Si el interruptor cuenta con capacidades nominales de apertura y cierre, entonces la condición de los contactos no debe afectar el comportamiento del material en la apertura y cierre de estas corrientes nominales.

CFE/CTT

11-14


Tabla 11.6 Porcentaje permitido de fugas temporales para sistemas de gas.

Pruebas de hermeticidad de líquidos

Esta prueba se aplica principalmente a interruptores en aceite. Siguiendo el mismo principio de medición, se llena el interruptor con aceite aislante y después de un lapso de tiempo se buscan fugas o caída de presión. En este caso, el interruptor debe contar con sus accesorios y estar en posición de operación. La prueba de hermeticidad se debe efectuar antes y después de las pruebas de operación mecánica, durante pruebas de operación a temperaturas extremas o después de la prueba de elevación de temperatura.

Temperatura

º C

Porcentaje permisible de fugas temporales

+40 y +50 3Fp

Temperatura ambiente Fp

-5/-10/-15/-25/-40 3Fp

-50 6Fp

Sistema controlado de presión para gas El porcentaje relativo de fugas Frel debe

verificarse midiendo la caída de presión ∆p en un período tiempo t, el cual debe ser suficientemente grande para permitir medir la caída de presión.

11.9 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA (EMC)

Si los sistemas auxiliares de los interruptores incluyen componentes electrónicos, éstos deben someterse a la prueba de inmunidad electromagnética. Si no incluyen componentes electrónicos, no se requiere esta prueba.

Sistemas cerrados de presión para gas

Debido a que la tasa de fugas de estos sistemas es muy pequeña, la medición de la caída de presión no se aplica. Para este propósito se utiliza la medición de fugas acumulativas.

Las pruebas de inmunidad electromagnética que se pueden aplicar son:

• Transitorio eléctrico rápido o prueba de quemado. En esta prueba se simulan las condiciones causadas por la operación del interruptor en los circuitos secundarios.

Sistemas sellados de presión

a) Interruptores en gas. Se debe realizar la prueba de hermeticidad para determinar la vida operativa esperada para el sistema de sellado de presión.

• Prueba de inmunidad electromagnética a onda oscilatoria. En esta prueba se simulan las condiciones causadas por una operación del interruptor en el circuito principal.

b) Interruptores en vacío. Se debe medir dos veces el nivel de vacío en un intervalo de tiempo tal que el porcentaje de vacío pueda determinarse correctamente. Como criterio de aceptación, los sistemas

auxiliares deben soportar cada una de las pruebas anteriores sin daño permanente. Además, después de la prueba deben operar correctamente; sin embargo, la norma acepta

CFE/CTT

11-15


CFE/CTT

11-16

pérdida temporal del funcionamiento de los equipos secundarios, siempre y cuando ésta se recupere después de la prueba.

11.10 PRUEBA DE OPERACIÓN MECÁNICA

La prueba de operación mecánica consiste en realizar dos mil secuencias de operación a la temperatura ambiente. A excepción de los interruptores equipados con dispositivos de sobrecorriente, la prueba debe realizarse sin tensión ni corriente en el circuito principal. Para interruptores equipados con dispositivo de sobrecorriente, aproximadamente 10% de las secuencias de operación deben efectuarse con el mecanismo de apertura energizado por la corriente del circuito principal.

Para realizar la prueba, el interruptor debe estar montado en sus soportes y contar con sus equipos auxiliares. Siempre se debe tratar de probar el interruptor ensamblado completamente. Sin embargo, se puede probar cada polo, siempre y cuando se tenga en consideración que las condiciones no son las mismas. Para este caso, las condiciones que varían son:

• El viaje mecánico.

• La potencia y resistencia del mecanismo de apertura y cierre.

• La rigidez de la estructura.

Durante el desarrollo de la prueba de operación mecánica la norma permite lubricar el interruptor de acuerdo con las especificaciones del fabricante, pero no se permiten ajustes mecánicos.

Los interruptores de uso general (clase M1), deben probarse de acuerdo con la Tabla 11.7.

Cuando se trata de interruptores para uso en condiciones especiales de servicio (clase M2), la prueba se realiza en las mismas condiciones y con los mismos tiempos de operación; pero en este caso, el número de secuencias de operación se repite cinco veces. Es decir, se efectúan diez mil secuencias de operación en lugar de dos mil. En este caso, la norma permite que se realicen lubricación y ajustes mecánicos al interruptor de acuerdo con lo especificado por el fabricante, pero no permite el cambio de los contactos.

Como criterio de aceptación, se deben realizar antes y después las siguientes pruebas:

• Cinco operaciones de cierre-apertura en condiciones nominales de tensión y presión.

• Cinco operaciones de cierre-apertura en condiciones mínimas de tensión y presión.

• Cinco operaciones de cierre-apertura en condiciones máximas de tensión y presión.

Durante estos ciclos de operación, se deben evaluar las características:

a) Tiempo de cierre.

b) Tiempo de apertura.

c) Simultaneidad entre la operación de unidades de un mismo polo.

d) Simultaneidad en la operación entre polos.


Tabla 11.7 Guía para la ejecución de la prueba de operación mecánica.

Número de secuencias de operación Secuencia de operación

Tensión suministrada y presión de operación Interruptores para

auto-recierre Interruptores para no

auto-recierre Mínimo 500 500 Nominal 500 500

C – ts –O - ts

Máximo 500 500 O – t - CO – ts – C - ts Nominal 250 ---

CO - ts Nominal --- 500 O = Apertura. C = Cierre. CO = Cierre seguido inmediatamente de una apertura, sin retraso de tiempo. ts = Tiempo entre dos operaciones, necesario para restablecer las condiciones iniciales y prevenir un

calentamiento indebido del interruptor. t = 0.3 s para interruptores para auto-recierre.

o) Tensión máxima y presión de operación mínima.

e) Tiempo de recarga del mecanismo de operación.

p) Tensión mínima y presión de operación mínima.

f) Prueba de hermeticidad (si aplica).

g) Consumo del circuito de control. q) Tensión mínima y presión máxima de

llenado. h) Consumo del mecanismo de disparo.

i) Duración del impulso de los comandos de apertura y cierre.

Adicionalmente, se debe verificar y medir los parámetros siguientes:

j) Densidad o presión del gas (si aplica). • Presión de operación de fluidos y su consumo.

k) Medición de la resistencia del circuito principal. • Verificación de la secuencia de operación

nominal. l) Tiempos de recorrido.

En interruptores clase M2 en cada 2,000 secuencias de operación, se deben evaluar las características operativas (a), (b), (c), (d), (e) y (f), anteriormente mencionadas.

m) Tensión nominal y presión de llenado nominal.

n) Tensión máxima y presión de llenado máxima. Después de concluida la prueba, se debe

verificar que el interruptor sea capaz de:

CFE/CTT

11-17


operar normalmente, conducir su corriente nominal, abrir y cerrar su corriente nominal de cortocircuito y de soportar su tensión nominal.

11.11 PRUEBAS DE CORTOCIRCUITO

Debido a que un interruptor representa la protección principal del sistema de energía eléctrica, es muy importante que éste tenga un alto grado de seguridad en su funcionamiento. Esto sólo puede lograrse mediante pruebas que simulen las condiciones que se presentan en operación. Las pruebas de cortocircuito son una de las metas más importantes y complicadas que debe de cumplir el diseño de interruptor. Estas pruebas pueden aplicarse a cámaras interruptivas individuales o al interruptor completo.

Los interruptores deberán ser capaces de energizar e interrumpir todas las corrientes de cortocircuito, simétricas y asimétricas, incluyendo las corrientes nominales de interrupción de cortocircuito. Esto se demuestra cuando los interruptores energizan e interrumpen las corrientes simétricas y asimétricas trifásicas especificadas entre 10% y 100% de la corriente de interrupción de cortocircuito nominal a la tensión de fase-tierra.

Cuando un interruptor trifásico es probado por polo, se requiere aplicar al polo la corriente y la tensión que se presente en la falla trifásica más severa.

Los requerimientos de prueba para interruptores trifásicos deberán ser, de preferencia, probados en circuitos trifásicos.

Si las pruebas se realizan en un laboratorio: la tensión aplicada, la corriente y las tensiones transitorias de restablecimiento y normales pueden obtenerse de una fuente sencilla de alimentación (pruebas directas); o de varias, donde toda la corriente o la mayor parte de ella proviene de una fuente y la tensión

transitoria de restablecimiento es obtenida de una o más fuentes (pruebas sintéticas).

Si debido a limitaciones del sitio de pruebas el comportamiento de cortocircuito de un interruptor no puede ser probado, tal y como se mencionó en el párrafo anterior, se pueden emplear varios métodos, tanto directos como sintéticos, los cuales pueden ser usados individualmente o en combinación, dependiendo del tipo de interruptor.

A un diseño nuevo de interruptor se le debe de realizar toda la serie de pruebas de cortocircuito (prueba de cortocircuito, falla de terminal, falla de línea corta, falla de defasamiento y de interrupción de corrientes capacitivas). La norma permite que al interruptor se le realice lubricación y ajustes entre cada serie de pruebas, de acuerdo con las indicaciones del fabricante.

Los interruptores trifásicos que tienen sus contactos de arqueo soportados en una misma estructura deben probarse de forma trifásica. Por otro lado, interruptores trifásicos que tienen sus dispositivos de operación independientes, pueden ser probados por polo.

Antes de empezar la prueba de cortocircuito, se debe realizar una secuencia de operaciones en el interruptor, sin carga, para determinar las características operativas, tales como el tiempo de apertura y el tiempo de cierre.

Adicionalmente, se debe probar el interruptor alimentando sus circuitos de control con un 85% de su tensión de operación nominal. Al realizar esta prueba, la presión del fluido para

CFE/CTT

11-18


CFE/CTT

11-19

interrupción se debe fijar en su mínimo valor operacional.

En la actualidad, es posible realizar pruebas de cortocircuito a interruptores trifásicos hasta de 145 kV con capacidad interruptiva de 31.5 kV. Para niveles mayores de tensión y capacidad interruptiva las cámaras de los interruptores deben ser probadas individualmente. En México los interruptores pueden ser evaluados, desde el punto de vista de cortocircuito, en el Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales (LAPEM) que está específicamente diseñado para este tipo de pruebas.

El circuito básico que se utiliza para la prueba de corto circuito se muestra en la Fig. 11.3. Éste consiste en una fuente de alimentación (G) que puede ser un generador de cortocircuito especialmente diseñado para este propósito o la red eléctrica. Para la protección del generador o fuente de alimentación, se requiere un interruptor de respaldo (IR) que se utiliza para interrumpir la corriente de prueba, en el evento de que el interruptor bajo prueba (OBP) falle para interrumpir la corriente. En serie con el interruptor de respaldo hay un dispositivo de desconexión de alta velocidad llamado making switch (MS), que es un dispositivo sincronizado capaz de cerrar con precisión los contactos en cualquier punto de la onda de corriente. Esto permite un control preciso del inicio de la corriente de prueba y proporciona la asimetría deseada necesaria para cumplir las condiciones específicas de la prueba establecidas en las normas.

También se utilizan reactores limitadores de corriente (L) que se conectan en serie con el making switch y cuya función es limitar la magnitud de la corriente de prueba a los

valores requeridos. Los rectores se combinan en diferentes esquemas de conexión para proporcionar una amplia gama de valores de impedancia. Adicionalmente, se conectan transformadores, entre el interruptor de prueba y el generador; éstos tienen un rango muy amplio de relaciones y se usan para permitir flexibilidad durante las pruebas a diferentes niveles de tensión y para proporcionar aislamiento entre el objeto bajo prueba y el generador.

Por último, se conecta un banco de capacitores (C), un juego de divisores de tensión capacitivos (V) y un shunt (Is) a través del interruptor bajo prueba. El banco de capacitores se usa para dar la forma de la tensión transitoria de restablecimiento (TTR), los divisores de tensión se utilizan para medir la tensión y el shunt se emplea para medir la corriente que fluye a través del objeto bajo prueba.

Condiciones para las pruebas

La norma establece que donde sea aplicable, antes del inicio de las pruebas, el fabricante deberá manifestar los valores de:

• Condiciones mínimas del mecanismo de operación garantizando la secuencia de operación nominal (por ejemplo, la presión mínima funcional para operación para un mecanismo de operación hidráulico).

• Condiciones mínimas del dispositivo de interrupción garantizando la secuencia nominal de operación (por ejemplo, la presión mínima funcional para interrupción para un interruptor en SF6).


v sICIRG

MS

L

T OBP

Fig. 11.3 Circuito básico usado para la prueba de cortocircuito.

11.11.1Comportamiento del interruptor antes, durante y después de las pruebas de cortocircuito

Antes de las pruebas

Antes de las pruebas de corto circuito, el interruptor no debe mostrar:

• Signos de desgaste.

• Interacción peligrosa entre fases.

• Interacción peligrosa con equipo adyacente en el sitio de prueba (laboratorio).

• Comportamiento que ponga en peligro al personal.

Durante las pruebas

El interruptor puede ser inspeccionado después de cualquier ciclo de prueba. Sus partes mecánicas y aislamientos deben estar en las mismas condiciones que antes de aplicar el ciclo de pruebas. Generalmente, es suficiente con una inspección visual. En caso

de duda se debe aplicar la prueba de potencial aplicado (de acuerdo al inciso 6.2.11 de la norma IEC 60694-1996) para verificar las condiciones.

Después de cada ciclo de prueba de cortocircuito el interruptor debe ser capaz de conducir e interrumpir su corriente nominal a su tensión nominal, aunque su funcionamiento en cortocircuito no sea el adecuado.

Los contactos principales deben de estar en condición de conducir la corriente nominal del interruptor sin exceder por más de 10 ºC la temperatura indicada en la Tabla 11.5. Se debe de poner atención especial al desgaste, área de contacto, presión y movimiento.

Después de las pruebas

La norma indica que después de completar la serie de pruebas de cortocircuito, se debe realizar una operación de apertura y cierre sin carga, para verificar sus condiciones operativas, las cuales deben ser muy similares a las obtenidas en las mediciones realizadas antes de las pruebas de cortocircuito.

CFE/CTT

11-20


11.11.2Magnitudes para la prueba de cortocircuito

Ciclos de pruebas de cortocircuito

Los ciclos básicos de prueba de cortocircuito establecidos en IEC son: Tensión aplicada para la prueba de

energización o cierre T10 Consiste de una secuencia de operaciones nominales al 10% de la corriente nominal de cortocircuito, con una componente de C.D. menor al 20%.

Para la prueba de cierre en condiciones de cortocircuito, la tensión aplicada debe ser:

• Para interruptores trifásicos probados en forma trifásica el valor promedio de la tensión aplicada entre fases no debe ser menor a la tensión nominal y no debe de exceder este valor por más del 10% y la diferencia entre el valor promedio y la tensión aplicada en cada fase no debe exceder el 5%.

T30 Consiste de una secuencia de operaciones nominales al 30% de la corriente nominal de cortocircuito, con una componente de C.D. menor al 20%.

T60 Consiste de una secuencia de operaciones nominales al 60% de la corriente nominal de cortocircuito, con una componente de C.D. menor al 20%.

• Para interruptores trifásicos probados de la forma monofásica la tensión aplicada no debe ser menor que el valor de tensión de fase a tierra (Ur/√3) y no debe de exceder este valor por más del 10 %. T100s Consiste de una secuencia de

operaciones nominales al 100% de la corriente nominal de cortocircuito. Para este ciclo, el porcentaje de la componente de C.D. no debe exceder el 20% de la componente de C.A.

• Para interruptores monofásicos, la tensión aplicada no debe ser menor a la tensión nominal y no debe de exceder este valor por más del 10%.

Corriente de energización o cierre de cortocircuito

Para los ciclos de prueba T10 y T30 la norma permite una desviación de hasta un 20% en el valor de la corriente nominal de apertura de cortocircuito. Para el ciclo de prueba T60, la desviación debe ser menor al 10%.

La habilidad de un interruptor para cerrar a la corriente de cortocircuito se evalúa aplicando el ciclo de prueba T100s. Para que el interruptor pase este ciclo de prueba, debe poder:

Para el ciclo de prueba T100s, la corriente pico de apertura de cortocircuito no debe ser mayor al 110% de la corriente nominal de cortocircuito al cierre. • Cerrar contra una corriente simétrica

como resultado de un prearco que se inicia en el pico de la tensión aplicada. Esta corriente debe ser la componente simétrica de la corriente nominal de apertura de cortocircuito.

CFE/CTT

11-21


CFE/CTT

11-22

• Cerrar a una corriente de cortocircuito completamente asimétrica, ésta debe ser la corriente nominal de cortocircuito de cierre.

Corriente de apertura de cortocircuito

La corriente de cortocircuito a ser interrumpida debe determinarse en el instante de separación de los contactos, de acuerdo con la Fig. 11.4 y se debe establecer en términos de los dos valores siguientes:

• El promedio de los valores rms de la componente de C.A. en todas las fases.

• El valor en porciento de la máxima componente de C.D. en cualquier fase.

Tensión transitoria de restablecimiento (TTR)

Durante la prueba de corto circuito algunas características del interruptor, tales como la tensión de arco y conductividad postarco, afectan la TTR. Por lo tanto, la TTR medida en las terminales del interruptor va a diferir de la TTR del circuito de prueba, tanto en magnitud como en la forma de la onda. Debido a esto, se debe medir la TTR durante la prueba de cortocircuito y la TTR del circuito de prueba en forma separada.


La tensión de recuperación del circuito de prueba no debe ser menor al 95% del valor especificado en los siguientes tres incisos y se debe mantener por lo menos durante 0.3 s.

a) Para interruptores trifásicos probados de forma trifásica, el valor promedio de la tensión de recuperación debe ser igual a la tensión nominal del interruptor dividida por raíz de tres (Ur/√3).

b) Para interruptores trifásicos probados de forma monofásica, la tensión de recuperación debe ser igual al producto de la tensión de fase a tierra Ur/√3 y el factor del primer polo que abre (1.3 ó 1.5); la tensión de recuperación debe ser reducida a Ur/√3 después de un intervalo de tiempo de un ciclo de la frecuencia nominal.

c) Para interruptores monofásicos, la tensión de recuperación debe ser igual a la tensión nominal del interruptor.

11.11.3 Procedimiento de prueba

La prueba de cortocircuito consiste en aplicar los ciclos de prueba mencionados anteriormente y realizar una secuencia de operaciones del interruptor bajo prueba.

Los intervalos de tiempo entre operaciones individuales de la secuencia de pruebas deben ser los tiempos de la secuencia nominal de operación del interruptor.

La norma IEC-62271-2001 en el inciso 6.105 describe el procedimiento de la prueba de cortocircuito.


B

C IMC

IO

M

N

A

Di

E

B'

XC'

I D'

A'

E´

CA

CD

Fig. 11.4 Componente de C.D. en el instante del cierre de contactos de un interruptor.

11.12 PRUEBAS DE FALLA A TIERRA • La operación del interruptor no se ve afectada por el desbalance de fuerzas producidas por la falla monofásica.

Los interruptores deben ser capaces de liberar corrientes de cortocircuito monofásicos. Esto puede ocurrir en dos casos distintos:

• En sistemas de neutro sólidamente

aterrizados, en el caso de falla monofásica.

11.13 PRUEBAS DE FALLA DE LÍNEA CORTA

Las pruebas de falla de línea corta se realizan para determinar la capacidad de un interruptor para interrumpir corrientes de cortocircuito bajo condiciones de falla de línea corta.

• En sistemas de neutro no sólidamente aterrizados, en el caso de doble falla a tierra. Por ejemplo, falla a tierra en dos fases distintas, una en el lado fuente y la otra en el lado carga.

Dependiendo de la condición de aterrizamiento del neutro del sistema en el cual será usado el interruptor, se requieren pruebas adicionales de apertura monofásica. Estas pruebas son para demostrar que:

Esta prueba sólo se aplica a interruptores trifásicos diseñados para instalarse directamente en líneas aéreas que tienen una tensión nominal de 52 kV o mayor y que tienen una corriente nominal de cortocircuito mayor a 12.5 kA.

• El interruptor es capaz de liberar fallas monofásicas.

CFE/CTT

11-23


11.14 PRUEBAS DE INTERRUPCIÓN DE CORRIENTES INDUCTIVAS (REACTORES Y MOTORES)

Cuando un interruptor está diseñado para operar corrientes inductivas, como la energización de reactores en derivación o de motores, se debe someter a pruebas complementarias de cortocircuito. Estas pruebas están especificadas en la norma IEC 1233-94 y su propósito es:

• En interruptores para sistemas de aterrizamiento diferentes al anterior, la tensión de recuperación a frecuencia nominal debe ser 2.5/√3 veces la tensión nominal del interruptor.

El régimen de prueba se indica en la Tabla 17 de la Norma IEC-62271-100-2001.

• Para la operación de apertura de cada ciclo de prueba, la componente de corriente directa de la corriente de apertura debe ser menor al 20% de la componente de corriente alterna.

• Probar la capacidad del interruptor para interrumpir corrientes de reactores dentro del tiempo requerido de arqueo.

• Para la operación de cierre del ciclo de prueba la tensión debe ser 2.0Ur/√3, y el cierre debe ocurrir en ± 15º del valor pico de la tensión aplicada.

• Demostrar que los reencendidos no tienen efecto perjudicial en el interruptor y que éstos ocurren sólo entre los contactos de arqueo.

Como criterio de aceptación, la corriente nominal de apertura fuera de fase debe ser igual al 25% de la corriente nominal de apertura de cortocircuito. También la corriente nominal de cierre fuera de fase debe ser igual al valor de la cresta de la corriente nominal de apertura fuera de fase.

11.15 PRUEBAS DE APERTURA Y CIERRE DE DEFASAMIENTO (FUERA DE FASE)

La corriente nominal de apertura fuera de fase es la máxima corriente de defasamiento que el interruptor debe ser capaz de interrumpir en condiciones de uso y de comportamiento descritas en las normas IEC.

11.16 PRUEBAS DE INTERRUPCIÓN DE CORRIENTES CAPACITIVAS

La especificación de las corrientes de apertura y cierre, fuera de fase, no es obligatoria. Sin embargo, si se asigna una corriente nominal de interrupción fuera de fase, se debe aplicar lo siguiente:

Las pruebas de interrupción de corrientes capacitivas son aplicables para todos los interruptores que operan bajo cualquiera de las siguientes condiciones:

• Interrupción de corrientes de línea con carga. • En interruptores para sistemas con neutro

sólidamente aterrizado, la tensión de recuperación a frecuencia nominal debe ser 2.0/√3 veces la tensión nominal del interruptor.

• Interrupción de corrientes de cables con carga.

CFE/CTT

11-24


Se considera que el interruptor ha pasado la prueba cuando cumple con las condiciones siguientes:

• Interrupción de corriente de un banco de capacitores.

• Interrupción de corriente de bancos de capacitores conectados en oposición. • No muestra señales de deterioro.

• No muestra interacción perjudicial entre polos o fases.

• Corriente Inrush al cierre de un banco simple de capacitores.

• No muestra interacción perjudicial con equipos adyacentes.

• Corriente Inrush al cierre de bancos de capacitores conectados en oposición.

Cuando un interruptor opera con corrientes capacitivas, la norma permite reencendidos. Se han definido dos clases de interruptores de acuerdo con la cantidad de reencendidos:

• No muestra un comportamiento que puede ser peligroso para el personal.

• No ocurren reencendidos durante el ciclo de pruebas. Si llega a ocurrir un reencendido, se tiene que repetir completamente el ciclo de pruebas en el mismo interruptor, sin aplicarle ningún tipo de mantenimiento. En este segundo ciclo de pruebas no debe ocurrir ningún reencendido; tampoco deben ocurrir flameos externos ni flameos de fase a tierra.

• Clase C1. Interruptores con baja probabilidad de reencendidos durante la apertura de corrientes capacitivas.

• Clase C2. Interruptores con muy baja probabilidad de reencendidos durante la apertura de corrientes capacitivas.

Las características del circuito capacitivo a ser interrumpido, deben ser tales que la caída de tensión, a través del interruptor, no exceda al 10% después de un intervalo de 300 ms, posteriormente a la extinción del arco. Básicamente un interruptor puede operar tres tipos de cargas capacitivas:

• El interruptor, después de realizar la prueba de interrupción de corrientes capacitivas, debe ser capaz de operar satisfactoriamente para abrir y cerrar la corriente nominal de cortocircuito a su tensión nominal.

1) Corriente de carga de línea. • El interruptor debe ser capaz de conducir su corriente nominal sin tener un incremento de temperatura excesivo. 2) Corriente de carga de cables.

3) Corriente de banco de capacitores. • No debe haber evidencia de perforación, flameo o tracking en los materiales aislantes internos del interruptor. Las pruebas de interrupción de corrientes

capacitivas consisten básicamente en aplicar la tensión de prueba entre las terminales del interruptor y realizar una secuencia de operación que está determinada por la clase del interruptor (C1 o C2).

• La degradación resultante en las partes conductoras del interruptor no debe afectar la capacidad de conducción nominal.

CFE/CTT

11-25


Los procedimientos de prueba de cada número o letra del código IP se describen en la norma IEC 60529- 1999.

• Si no ocurren reencendidos durante la prueba, las condiciones del dieléctrico deben ser verificadas mediante una inspección visual.

• Si ocurre un reencendido, las condiciones

del aislamiento deben verificarse, como se indica en el punto “prueba de tensión aplicada para verificación de la condición del aislamiento” del inciso 11.3.10 de este manual.

11.18.2 Prueba de impacto

De común acuerdo entre el fabricante y el usuario, a los gabinetes para interruptores tipo interior se les pueden realizar pruebas de impacto. Estas pruebas consisten en aplicar tres golpes en los puntos más débiles del gabinete. Se excluyen de esta prueba los instrumentos de medición, válvulas, relevadores, etcétera.

11.17 VERIFICACIÓN VISUAL Y DEL DISEÑO

El impacto se aplica con un martillo cabeza de acero semiesférica con radio de 25 mm, con una dureza Rockwell R100. Para aplicar el golpe se utiliza un equipo basado en resortes.

El interruptor debe ser inspeccionado de forma visual, para verificar que cumpla con las especificaciones de compra.

Después de la prueba, el gabinete no debe mostrar fracturas y las deformaciones sufridas no deben afectar el funcionamiento del equipo, ni reducir el nivel de aislamiento, las distancias o el grado específico de protección contra el acceso a partes peligrosas por arriba de los valores permitidos. Se pueden ignorar daños superficiales como pintura levantada, rompimiento de costillas de enfriamiento o partes similares y pequeñas deformaciones.

11.18 VERIFICACIÓN DEL GRADO DE PROTECCIÓN

El grado de protección de un interruptor se verifica con las pruebas siguientes:

• Verificación del código IP.

• Prueba de impacto.

11.18.1 Verificación del código IP 11.19 PRUEBAS DE TEMPERATURAS

EXTREMAS El código IP es un sistema para indicar el grado de protección que proveen los gabinetes contra el acceso a partes peligrosas, el ingreso de objetos sólidos, ingreso de agua y para dar información adicional en relación con dicha protección. El código IP se indica en la Fig. 11.5. En la Tabla 11.8 se presenta una breve descripción de los elementos del código IP.

El objetivo de estas pruebas es caracterizar la operación del interruptor en condiciones de temperaturas extremas. Para realizar la prueba, se mide la temperatura del aire ambiente a una distancia de un metro de separación, a la mitad de la altura del interruptor. La realización de estas pruebas no debe hacerse de forma subsecuente y el orden

CFE/CTT

11-26


c) Con el interruptor en la posición de cerrado, la temperatura del aire se decrementa hasta alcanzar la temperatura mínima nominal de operación del interruptor. El interruptor debe permanecer por lo menos 24 horas en la posición cerrado, después de que la temperatura mínima de operación se ha estabilizado.

en el que se realizan es arbitrario. Para interruptores tipo interior clase –5 ºC y para interruptores tipo exterior clase –10 ºC, no se requiere realizar la prueba de temperatura baja.

11.19.1 Prueba de temperatura extremadamente baja

d) Durante este período de 24 horas, se debe realizar la prueba de hermeticidad. El diagrama de la Fig. 11.6 muestra la

identificación y secuencia de los pasos a seguir en esta prueba. e) Después de permanecer 24 horas a

temperatura mínima, el interruptor se abre y se cierra con sus valores nominales. Se miden los tiempos de apertura y cierre para establecer las características de operación del interruptor a temperaturas bajas.

a) El interruptor debe ser ajustado a sus condiciones nominales.

b) Se deben medir las características operativas del interruptor a una temperatura ambiente TA de 20 ± 5º C.

Cuando más de una letra suplementaria es usada, se debe usar secuencia alfabética en su indicación.

Las letras adicionales ya suplementarias pueden omitirse sin ser reemplazadas.

"X" ("XX" si ambos números son omitidos).

(letras H,M,S,W)Letra suplementaria (opcional)

(letras A,B,C,D)Letra adicional (opcional)

(números del 0 al 8 o letra X)Segundo carácter numérico

(números del 0 al 6 o letra X)Primer carácter numérico

Código de letras

IP 2 3 C H

Cuando no se requiere especificar una característica numérica, debe ser reemplazada por la letra

Fig. 11.5 Elementos del código IP.

CFE/CTT

11-27


Tabla 11.8 Significado de los elementos del código IP.

Elemento Número o letra

Significado para la protección del equipo

Significado para la protección de personas

Código de letras IP --- ---

Contra el ingreso de objetos sólidos extraños

Contra el acceso a partes peligrosas con:

0 Sin protección Sin protección 1 Con diámetro superior a 50 mm Dorso de la mano 2 Con diámetro superior a 12.5 mm Dedos 3 Con diámetro superior a 2.5 mm Herramienta 4 Con diámetro superior a 1.0 mm Cable 5 Protección contra basura Cable

Primer carácter

numérico

6 Protección contra basura pequeña Cable

Contra ingreso de agua con efectos perjudiciales

0 Sin protección 1 Goteo vertical 2 Goteo (con 15º de inclinación) 3 Rocío 4 Salpicaduras 5 Chorro 6 Chorro a presión 7 Inmersión temporal

Segundo carácter

numérico

8 Inmersión continua

---

Contra acceso a partes peligrosas con:

A Dorso de la mano B Dedos C Herramienta

Letra adicional

D

---

Cables

Información suplementaria específica para :

H Equipos de alta tensión

M Movimiento durante la prueba de lluvia

S Ausencia de movimiento durante la prueba de lluvia

Letra suplementaria

W Condiciones climatológicas

---

CFE/CTT

11-28


Interruptor cerrado

LT

Temperatura

AT

a b

c

Operación del

d e gf h

abiertoInterrupor

interruptori

Tiempo

j k

Fig. 11.6 Secuencia de la prueba de temperatura baja.

f) El comportamiento del interruptor y de todas sus alarmas se verifica desconectando todas sus fuentes de calor por un lapso de tiempo tx. Durante este período de tiempo, se permite que se presenten alarmas, pero no bloqueos. Al concluir el tiempo tx, se le da la señal de apertura al interruptor, en condiciones nominales, el interruptor debe abrir y se mide el tiempo de apertura. El tiempo tx lo especifica el fabricante y no debe ser menor a 2 horas.

g) Se deja al interruptor en la posición de abierto por 24 horas.

h) Durante el tiempo que el interruptor permanece abierto, se realiza la prueba de hermeticidad.

i) Después de que el interruptor ha permanecido 24 horas en la posición de

abierto, se realiza una operación de cierre y una de apertura, midiendo los tiempos respectivos para establecer las características de operación a baja temperatura. Posteriormente, se deben realizar tres operaciones de cierre-apertura sin retraso de tiempo. Finalmente, se deben completar 50 operaciones de cierre apertura ejecutando la secuencia C-ts-O-ts.

j) Se incrementa la temperatura del aire hasta la temperatura ambiente TA a razón de 10 ºC/h.

k) Cuando el interruptor se ha estabilizado a la temperatura ambiente, se miden sus características operativas. Los valores obtenidos se comparan con los obtenidos al inicio de la prueba. Es común que la acumulación de fugas active alarmas, pero no se acepta que la acumulación de fugas bloquee el interruptor.

CFE/CTT

11-29


11.19.2 Prueba de temperatura extremadamente alta

s) Después de que el interruptor ha permanecido 24 horas en la posición de abierto, se realiza una operación de cierre y una de apertura, midiendo los tiempos respectivos. Posteriormente, se deben realizar tres operaciones de cierre-apertura sin retraso de tiempo. Finalmente, se deben completar 50 secuencias de operación C-ts-O-ts.

El diagrama de la Fig. 11.7 muestra la identificación y secuencia de los pasos a seguir en esta prueba.

k) Cuando el interruptor se ha estabilizado a la temperatura ambiente, se miden sus características operativas.

t) Se decrementa la temperatura del aire hasta la temperatura ambiente a razón de 10 ºC/hr.

l) El interruptor debe ajustarse a sus condiciones nominales.

m) Se miden las características operativas del interruptor a una temperatura ambiente de 20 ± 5 ºC.

n) Con el interruptor en la posición cerrado, la temperatura del aire se debe incrementar hasta 40 ºC para todo tipo de interruptores; excepto para los interruptores para climas muy cálidos, para los cuales la temperatura del aire se incrementa hasta 50 ºC. El interruptor debe permanecer en esta posición al menos por 24 horas, después de que la temperatura ambiente se ha estabilizado.

u) Cuando el interruptor se ha estabilizado a la temperatura ambiente se miden sus características operativas. Los valores obtenidos se comparan con los obtenidos al inicio de la prueba. Es común que la acumulación de fugas active alarmas, pero no se acepta que la acumulación de fugas bloquee el interruptor.

11.20 PRUEBA DE HUMEDAD

La prueba de humedad se debe aplicar a los interruptores o sus elementos, que estén expuestos a esfuerzos eléctricos y a condensación en su superficie aislante, debido a cambios bruscos de temperatura. Esto se presenta principalmente en los aislamientos de interruptores tipo interior. La prueba no se debe aplicar a interruptores tipo intemperie que están expuestos a precipitación de lluvia ni tampoco cuando el interruptor cuenta con medios para evitar la condensación (resistencias calefactoras).

o) Durante estas 24 horas, se debe realizar la prueba de hermeticidad al interruptor.

p) Posteriormente se abre y cierra el interruptor, tomando los tiempos de apertura y cierre, para establecer las características operativas a temperatura alta.

q) Se abre el interruptor y se deja así por 24 horas.

Para realizar esta prueba es necesario contar con un cuarto de prueba en el que la circulación de aire, la temperatura y la humedad relativa puedan ser controladas.

r) Durante este último lapso de tiempo, se ejecuta la prueba de hermeticidad en el interruptor.

CFE/CTT

11-30


CFE/CTT

11-31

Un ciclo de prueba consiste de cuatro períodos (t1, t2, t3 y t4), como se observa en la Fig. 11.8. Durante la mitad de la prueba la superficie del objeto bajo prueba debe estar húmeda y la otra mitad debe estar seca. Para lograr esto, se tiene un período t2 con una temperatura alta TH (TH = 40 ± 2 ºC), y un período t4 con una temperatura baja TB (TB = 25 ± 3 ºC). Ambos períodos tienen la misma duración.

Para controlar la humedad relativa del aire, en el cuarto de prueba se aplica niebla. La niebla

se obtiene por atomización de 0.2 litros a 0.4 litros de agua por hora por metro cúbico del volumen total, con una resistividad mayor a 100 Ωm. El diámetro de las gotas debe ser menor a 10 µm. La dirección de los rociadores debe ser tal que la superficie bajo prueba no sea rociada directamente. Tampoco deben caer o escurrir gotas de agua de la superficie bajo prueba. Durante la aplicación de la niebla el cuarto de prueba debe cerrarse y no debe permitirse la ventilación forzada.

La duración del ciclo de prueba depende de las características térmicas del objeto bajo prueba y debe ser lo suficientemente grande, para que al aplicar la temperatura alta y baja se logre humedecer y secar la superficie aislante bajo prueba. Para obtener estas condiciones, se ejecutan varios ciclos previamente a la prueba, observando que se cumpla con estas condiciones. Una vez determinado el tiempo del ciclo y la duración de cada uno de sus períodos se deben realizar 350 ciclos.

La temperatura y la humedad relativa del aire en la cabina deben ser medidas en las cercanías del objeto bajo prueba. En general, se debe tener una humedad relativa del 80% cuando se tiene una temperatura baja de 25ºC; y una humedad relativa de 95% cuando se tiene una temperatura alta, de 40ºC.

Como criterio de aceptación de esta prueba, los circuitos auxiliares y de control deben soportar la aplicación de una tensión de 1,500V por un minuto.

Interruptor cerrado.

o

k

TA

Co40

m

l

n

p q r interruptor

t

s

Operación del

u

Tiempo

Temperatura

Interruptor abierto

Fig. 11.7 Secuencia de la prueba de temperatura alta.


CFE/CTT

11-32

t t t t

1 ciclo

1 2 3 4

Humedad

3-25+

ambienteTemperatura

+40 - 2

( C)o

relativa

100

(%)

(min)Tiempo

Tiempo (min)

90

80

Fig. 11.8 Ciclo de la prueba de humedad.


11.21 PRUEBAS DE CARGA ESTÁTICA EN TERMINALES

La prueba de carga estática en terminales se realiza para demostrar que el interruptor opera adecuadamente con carga resultante por esfuerzos debidos a la acumulación de hielo, viento y a la conexión de conductores.

La prueba de carga estática a terminales sólo se aplica a interruptores tipo intemperie que tienen una tensión nominal de 52 kV o mayor.

Si el fabricante demuestra mediante cálculo que el interruptor puede soportar estos esfuerzos, no es necesario realizar la prueba.

Ejemplos de las fuerzas originadas por la conexión de conductores flexibles o tubulares a las terminales, se presentan en la Tabla 11.9.

La fuerza de tensión causada por la conexión de conductores, se asume que actúa en la punta extrema de la terminal del interruptor.

La acción simultánea del hielo, viento y la conexión de conductores, origina las fuerzas FshA, FshB y Fsv respectivamente, éstas son definidas como la carga estática nominal en terminales, ver Fig. 11.9.

La prueba se realiza al menos completamente en un polo del interruptor. Si el fabricante puede probar que no existe interacción entre diferentes columnas en un polo, es suficiente probar en una sola columna. Para interruptores simétricos, con respecto a sus polos, es suficiente con probar un solo polo. Para interruptores que no son simétricos, se debe probar todos los polos.

Las pruebas deben realizarse de forma separada; primero se aplica una fuerza horizontal FshA, sobre el eje longitudinal de la terminal (dirección A de la Fig. 11.10), posteriormente se aplica una fuerza FshB en las direcciones B1 y B2 (ver Fig. 11.10) y finalmente se aplica una fuerza Fsv en las direcciones C1 y C2 (ver Fig. 11.10).

Tabla 11.9 Ejemplos de fuerzas estáticas horizontales y verticales para la prueba de carga estática en terminales.

Fuerza horizontal estática Fth

Fuerza vertical estática Rango de tensión

nominal Rango de tensión nominal Longitudinal Transversal

Eje vertical hacia arriba y hacia

abajo Ur Ir FthA FthB Ftv

(kV) (A) (N) (N) (N) 52 – 72.5 800 – 1250 500 400 500 52 – 72.5 1600 – 2500 750 500 750 100 – 170 1250 – 2000 1000 750 750 100 – 170 2500 – 4000 1250 750 1000 245 – 362 1600 – 4000 1250 1000 1250 420 – 800 2000 – 4000 1750 1250 1500

CFE/CTT

11-33


CFE/CTT11-34

(El momento de curvatura en la parte más baja del interruptor debe ser el mismo).

La fuerza horizontal en el interruptor debida al viento, puede ser recorrida desde el punto central

Tabla 11.9

Observación

el fabricanteCalculado por

Fuerza de tensión horizontal en un interruptor debido al viento y a la acumulación de hielo

hielo en el conductor conectado

Carga estática nominal de la terminal (fuerzas resultantes)

FF

shB

wh

Fuerzas horizontales

Fuerza resultante

hielo en el interruptorFuerza debida al viento y al

Fuerzas debidas al viento y al

sv

F

shA

whFF

tv

FFshB

thB

thAFF

F

F

shBshAF F

Fwh

thB

Horizontal

thAF F

Fsv

0

Vertical

Fuerzas verticales

thA

wh

thB

F

shAF

tvsv= FF

Fuerza de tensión horizontal debida a la conexión de conductores (dirección A)Fuerza de tensión horizontal debida a la conexión de conductores (dirección B)Fuerza de tensión vertical debida a la conexión de conductores (dirección C)

Nota: Las direcciones A, B, y C se indican en la Fig. 11.10

De acuerdo con la

de presión a la terminal, reduciéndola en magnitud, proporcional a la longitud del brazo de palanca

Fig. 11.9 Fuerzas de carga estática en terminales.


shA

Terminal 1

Terminal 1

Fuerzas verticales

Terminal 2

1C

1 2

1 2

C1

2C 2C

A

B2 2B

FshA F2

1

2Terminal 2

1A

Fuerzas horizontales

B1 B1

1

1 2

2

sv

Dirección de fuerzas: A , B , B para terminal 1.Dirección de fuerzas: A , B , B para terminal 2.

Prueba de fuerzas horizontales : y (ver Fig. 11.9).

Dirección de fuerzas: C y C para terminal 1.Dirección de fuerzas: C y C para terminal 2.Prueba de fuerza vertical (ambas direcciones): F (ver Fig. 11.9).

Fig. 11.10 Fuerzas en la prueba de carga estática en terminales.

CFE/CTT

11-35


ANEXO 1

GLOSARIO

CFE/CTT

GLOSARIO

Para el propósito de este manual se incluyen algunas definiciones extraídas de la norma IEC 62271-100-2001 para su uso como referencia. Existen algunas otras definiciones referentes al tema que pueden consultarse en las normas IEC 60050 (441) y la IEC 60694. Factor de falla a tierra (Earth fault factor) Cociente (en una ubicación seleccionada de un sistema trifásico, generalmente el punto de instalación de un equipo y para una configuración particular de un sistema), del valor de tensión más alto rms del sistema de fase-a-tierra en una fase, (durante una falla a tierra, que afecta una o más fases en cualquier punto) y la tensión rms del sistema de fase-a-tierra en la localización seleccionada sin la falla. NOTA 1: Este factor es un cociente numérico (generalmente mayor a 1) y caracteriza las condiciones de aterrizamiento de un sistema de acuerdo a la ubicación indicada, independientemente de los valores de funcionamiento reales de la tensión en esa ubicación. Elevación de Temperatura en componentes del interruptor (Temperature rise) Diferencia entre temperatura de un componente del interruptor y la temperatura ambiente. Banco simple de capacitores (Single capacitor bank) Banco de capacitores en conexión“shunt” en el cual la corriente de energización “inrush”está limitada por la inductancia de la fuente o del sistema y la capacitancia del banco de capacitores a energizar, no existiendo otros capacitores conectados en paralelo con el sistema lo suficientemente cerca para incrementar apreciablemente la corriente de energización. Banco múltiple de capacitores en paralelo (Multiple parallel capacitor bank) (Back to Back capacitor bank) Banco de capacitores en conexión“shunt” o arreglo de capacitores, operados cada uno de ellos independientemente de la fuente de alimentación. En este arreglo la corriente de energización de una unidad se incrementa apreciablemente por los capacitores ya conectados a la fuente. Sobretensión en un sistema (Overvoltage) Cualquier tensión entre una fase y tierra o entre fases con un valor pico o valores superiores al valor pico correspondiente de la tensión más alta del equipo. Condiciones de desfasamiento o fuera de fase (Out-of-phase conditions) Condiciones anormales del circuito con pérdida o falta del sincronismo entre las partes del sistema eléctrico en cualquier lado de un interruptor en el cual, al instante de operación del interruptor, el ángulo de la fase entre los vectores que rotan, representando las tensiones generadas de cualquier lado, excede el valor normal y puede ser de hasta 180º (oposición de fases).

1

Desfasamiento o fuera de fase como prefijo o en cantidad (Out-of-phase) Término calificativo indicativo de la cantidad característica aplicable a la operación del interruptor en condiciones de desfasamiento. Prueba unitaria (Unit test) Prueba que se efectúa un equipo de interrupción a la corriente de conexión o desconexión, especificada para la prueba en el polo completo de un interruptor y a la fracción adecuada de la tensión aplicada, o la tensión de recuperación especificada para la prueba en el polo completo del interruptor. Ciclo (Loop) Parte de la onda de corriente que comprende dos cruces sucesivos por cero. NOTA: Se hace una distinción entre ciclo mayor y ciclo menor dependiendo del intervalo del tiempo entre dos cruces sucesivos por cero de la corriente, pudiendo ser más largos o más cortos que la mitad del período del ciclo de 60 Hz. Falla de línea corta FLC (Short-Line Fault SLF) Cortocircuito en una línea aérea a una distancia corta, pero significativa (pocos kilómetros), desde las terminales del interruptor. Factor de potencia de un circuito (Power factor) Relación de la resistencia entre la impedancia a la frecuencia del sistema en un circuito equivalente, formado por una inductancia y una resistencia en serie. Aislamiento externo (External insulation) Partes y superficies de aislamiento sólido del equipo en contacto con el aire, que están sujetos a esfuerzos dieléctricos, condiciones atmosféricas y a otras condiciones externas tales como contaminación, humedad, etcétera. Aislamiento interno (Internal insulation) Partes internas sólidas, líquidas o gaseosas del aislamiento del equipo, que se protegen contra las condiciones atmosféricas y otras condiciones externas. Aislamiento auto-recuperable (Self-restoring insulation) Aislamiento que recupera totalmente sus características aislantes después de una descarga disruptiva. Aislamiento no auto-recuperable (Non-self restoring insulation) Aislamiento que pierde sus características aislantes, o no las recupera totalmente, después de una descarga disruptiva. Reencendidos (Restrike performance) Probabilidad esperada de presentarse una descarga disruptiva durante la interrupción de corriente capacitiva según se demuestra en las pruebas prototipo específicas.

2

Descarga disruptiva (Disruptive discharge) Fenómeno asociado a la falla de un aislamiento sometido a esfuerzos eléctricos, donde la descarga puentea totalmente el aislamiento bajo prueba, reduciendo la tensión entre los electrodos a cero o cerca de cero. NOTA 1: Este término aplica a descargas en dieléctricos sólidos, líquidos, gaseosos y a la combinación de estos. NOTA 2: La descarga disruptiva en un dieléctrico sólido produce pérdida permanente de la rigidez dieléctrica (aislamiento no auto-recuperable). En un dieléctrico líquido o gaseoso, la pérdida puede ser temporal (aislamiento auto-recuperable). NOTA 3: Se utiliza el término "arqueo" cuando ocurre una descarga disruptiva en un dieléctrico (gaseoso o líquido). Se utiliza el término "flameo" cuando ocurre una descarga disruptiva sobre la superficie de un dieléctrico sólido en un medio gaseoso o líquido. Se utiliza el término "perforación" cuando una descarga disruptiva ocurre a través de un dieléctrico sólido. Descargas disruptivas no sostenidas DDNS (Non-sustained disruptive discharge NSDD) Descarga disruptiva entre los contactos de un interruptor en vacío durante el período de la tensión de recuperación a la frecuencia del sistema, dando como resultado un flujo de corriente de alta frecuencia que está relacionado con la capacitancia parásita cercana al interruptor. NOTA: Las descargas disruptivas no sostenidas se interrumpen después de uno o unos cuantos ciclos de la onda de corriente de alta frecuencia. Interruptor de potencia clase E1 (Circuit-breaker class E1) Interruptor con la durabilidad eléctrica básica que no entra en la categoría de la clase E2. Interruptor de potencia clase E2 (Circuit-breaker class E2) Interruptor diseñado para no requerir el mantenimiento de las partes interruptivas del circuito principal durante su vida útil esperada, y solamente requerir el mantenimiento mínimo de sus otras partes (interruptor con durabilidad eléctrica extendida). NOTA 1: El mantenimiento mínimo puede incluir lubricación, recarga del gas y limpieza de superficies externas, donde sea aplicable. NOTA 2: Esta definición se restringe a los interruptores de distribución con tensión nominal mayor a 1 kV y hasta 52 kV inclusive. Interruptor de potencia clase C1 (Circuit-breaker class C1) Interruptor con baja probabilidad de reencendidos durante la apertura de corrientes capacitivas según se demuestra por las pruebas prototipo específicas. Interruptor de potencia clase C2 (Circuit-breaker class C2) Interruptor con muy baja probabilidad de reencendidos durante la apertura de corrientes capacitivas según se demuestra por las pruebas prototipo específicas. Interruptor de potencia clase M1 (Circuit-breaker class M1) Interruptor con durabilidad mecánica normal (prueba prototipo mecánica de 2,000 operaciones) que no entra en la categoría de la clase M2. Interruptor de potencia con auto-disparo (Self-tripping circuit-breaker) Interruptor que se dispara por una corriente en el circuito principal sin la ayuda de otra forma de energía auxiliar.

3

Interruptor de potencia clase M2 (Circuit-breaker class M2) Interruptor operado frecuentemente para condiciones especiales de servicio y diseñado para requerir mantenimiento limitado según se demuestra por las pruebas prototipo específicas (interruptor con durabilidad mecánica extendida, prueba prototipo mecánica de 10,000 operaciones). NOTA: Es posible hacer una combinación de las diferentes clases de interruptores con respecto a durabilidad eléctrica, mecánica y a la probabilidad de reencendidos durante la apertura de corrientes capacitivas. Para la designación de estos interruptores la notación de las diferentes clases se combina siguiendo un orden alfabético, por ejemplo C1-M2. Conexión (remachada o equivalente) (Connection bolted or equivalent) Dos o más conductores diseñados para asegurar la continuidad permanente del circuito cuando se sujetan juntos por medio de tornillos, remaches o equivalente. Terminal (Terminal) Componente prevista para la conexión de un dispositivo a conductores externos. Unidad de cierre (o apertura) (Making or breaking unit) Parte de un interruptor de potencia la cual actúa por sí misma como interruptor y que, en serie con una o más unidades idénticas operadas simultáneamente, integran el interruptor completo. NOTA 1: Las unidades de cierre y apertura pueden separarse o combinarse. Cada unidad puede tener varios contactos. NOTA 2: Los medios que controlan la distribución de tensión entre unidades puede diferir de unidad a unidad. Módulo (Module) Ensamble que comprende generalmente las unidades de cierre o apertura, aisladores-soporte y partes mecánicas, el cual está conectado mecánica y eléctricamente a otros ensambles idénticos para formar un polo de un interruptor de potencia. Envolvente (Enclosure) Parte del interruptor y del gabinete de control que proporciona un grado específico de protección (ver IEC 60529) del equipo contra influencias externas y contra la proximidad de contacto con partes vivas y en movimiento. Operación con energía almacenada (Stored energy operation) Operación por medio de energía almacenada en el mecanismo, antes de la operación de apertura o cierre y suficiente para completar la secuencia de operación específica bajo condiciones predeterminadas. Liberación de la corriente de conexión (Making-current release) Liberación que permite que un interruptor se abra, sin retraso intencional, durante una operación de cierre, si la corriente de cierre excede un valor predeterminado, y que se hace inoperante cuando el interruptor está en la posición cerrada.

4

Valor nominal (Rated value) Valor asignado por el fabricante, para una condición específica de operación de un componente, dispositivo o equipo. Corriente pico (Peak current) Valor pico del primer ciclo de corriente durante el periodo transitorio después del inicio. Corriente de conexión (pico) [Peak making current] Valor pico del primer ciclo de corriente en un polo de un interruptor durante el periodo transitorio después del inicio de la onda de corriente durante una operación de cierre. Corriente crítica de interrupción (Critical breaking current) Valor de la corriente de interrupción, menor que la corriente nominal de interrupción de cortocircuito, en el cual el tiempo de arqueo es máximo y significativamente mayor que el tiempo de arqueo a la corriente nominal de interrupción de cortocircuito. Capacidad de interrupción línea cargada (Line-charging “line off-load” breaking capacity) Capacidad de interrupción para la cual las condiciones especificadas de uso y comportamiento, incluyen la apertura de una línea aérea sin carga. Capacidad de interrupción de cable cargado (Cable-charging “cable off-load” breaking capacity) Capacidad de interrupción para la cual las condiciones especificadas de uso y comportamiento, incluyen la apertura de un cable aislado operando sin carga. Capacidad de interrupción de un banco de capacitores (Capacitor bank breaking capacity) Capacidad de interrupción para la cual las condiciones especificadas de uso y comportamiento, incluyen la apertura de un banco de capacitores. Capacidad de energización de un banco de capacitores (Capacitor bank Inrush making capacity) Capacidad de cierre para la cual las condiciones especificadas de uso y comportamiento, incluyen el cierre de un banco de capacitores. Capacidad de conexión e interrupción fuera de fase (Out-of-phase making or breaking capacity) Capacidad de conexión e interrupción para la cual las condiciones especificadas de uso y comportamiento incluyen, la pérdida o falta de sincronismo entre las partes del sistema eléctrico en cualquier lado del interruptor. Tiempo de arqueo (de un dispositivo de interrupción multipolos) (Arcing time) Intervalo de tiempo entre el instante de la primer iniciación del arco y el instante de su extinción en todos los polos.

5

Tiempo de apertura (Opening time) El tiempo de apertura de un interruptor con cualquier dispositivo de retraso de tiempo que forme parte integral del interruptor y ajustado a sus mínimos valores, está definido de acuerdo al método de disparo establecido a continuación: • Para un interruptor disparado con fuente auxiliar, el tiempo de apertura es el intervalo

de tiempo entre el instante de energización del dispositivo de liberación de apertura, estando el interruptor en la posición de cerrado y el instante cuando los contactos de arqueo en todos los polos se separan.

• Para un interruptor con autodisparo, el tiempo de apertura es el intervalo de tiempo en el cual, el interruptor estando en la posición de cerrado, la corriente en el circuito principal alcanza el valor de apertura de la protección de sobrecorriente y el instante cuando los contactos de arqueo en todos los polos se separan.

NOTA 1: El tiempo de apertura puede variar con la corriente interrumpida. NOTA 2: Para interruptores con más de una unidad interruptiva por polo, el instante cuando los contactos de arqueo se separan en todos los polos está determinado como el instante de separación de contactos en la primera unidad del último polo. NOTA 3: El tiempo de apertura incluye el tiempo de operación de cualquier equipo auxiliar necesario para abrir el interruptor y que forme parte integral del mismo. Tiempo de interrupción (Break time) Intervalo de tiempo entre el inicio del tiempo de apertura del dispositivo mecánico de apertura y cierre y la extinción del arco. Tiempo de cierre (Closing time) Intervalo de tiempo entre la energización del circuito de cierre, estando el interruptor en la posición de abierto, y el instante cuando los contactos hacen contacto en todos los polos. Tiempo de conexión (make time) Intervalo de tiempo entre la energización del circuito de cierre, estando el interruptor en la posición de abierto, y el instante cuando la corriente empieza a fluir en el primer polo. Tiempo de pre-arco (pre-arcing time) Intervalo de tiempo entre el inicio del flujo de corriente en el primer polo durante la operación de cierre y el instante cuando los contactos hacen contacto en todos los polos, para condiciones trifásicas, o el instante cuando los contactos hacen contacto en el polo de arqueo para condiciones monofásicas. NOTA 1: El tiempo de pre-arco depende del valor instantáneo de la tensión aplicada durante la operación de cierre, por lo tanto, puede variar considerablemente. NOTA 2: Esta definición de tiempo de pre-arco, no debe confundirse con la definición de pre-arco para fusibles. Tiempo de apertura-cierre (durante un auto-recierre) (Open-close time) Intervalo de tiempo entre el instante cuando los contactos de arqueo se han separado en todos sus polos y el instante cuando los contactos hacen contacto en el primer polo durante el ciclo de recierre.

6

Tiempo muerto (durante un auto-recierre) (Dead time) Intervalo de tiempo entre la extinción del arco en todos los polos en la operación de apertura y el primer restablecimiento de corriente en cualquier polo en la subsiguiente operación de cierre. Tiempo de recierre (Reclosing time) Intervalo de tiempo entre el inicio del tiempo de apertura y el instante cuando los contactos hacen contacto en todos los polos durante el ciclo de recierre. Tiempo de reconexión (durante la operación de recierre) (Re-make time) Intervalo de tiempo entre el inicio del tiempo de apertura y el primer restablecimiento de corriente en cualquier polo en la subsiguiente operación de cierre. Tiempo de cierre-apertura (Close-open time) Intervalo de tiempo entre el instante cuando los contactos hacen contacto en el primer polo durante una operación de cierre y el instante cuando los contactos de arqueo se separan en todos los polos durante la subsiguiente operación de apertura. Tiempo de conexión-interrupción (Make-break time) Intervalo de tiempo entre el inicio del flujo de corriente en el primer polo durante una operación de cierre y la terminación del tiempo de arqueo durante la subsiguiente operación de apertura. Tiempo de preinserción (Pre-insertion time) Intervalo de tiempo durante una operación de cierre en cualquier polo entre el instante en que hacen contacto los contactos en el elemento resistor de cierre y el instante en el que hacen contacto los contactos en la unidad principal de interrupción del mismo polo. Duración mínima de viaje (Minimum trip duration) Tiempo mínimo en que se aplicada la energía auxiliar a la bobina de apertura para asegurar la apertura completa del interruptor. Duración mínima de cierre (Minimum close duration) Tiempo mínimo en que se aplicada la energía auxiliar a la bobina de cierre para asegurar el cierre completo del interruptor. Corriente normal (Normal current) Corriente que el circuito principal del interruptor es capaz de conducir continuamente bajo las condiciones especificadas de uso y ambientales. Factor pico (en la tensión transitoria de la línea) (Peak factor) Cociente entre el valor máximo y el valor inicial de la tensión transitoria de fase a tierra de una línea aérea después de la interrupción de una corriente de falla de línea corta. NOTA: El valor inicial de la tensión transitoria corresponde al instante de extinción del arco en el polo considerado.

7

8

Factor de primer polo que abre (en un sistema trifásico) (First-pole-to-clear factor) Cuando se interrumpe una corriente trifásica simétrica, el factor de primer polo que abre es el cociente de la tensión del sistema a través del polo que abre, antes de la corriente de interrupción en los otros polos, y la tensión del sistema que se presenta en el polo o polos después de la interrupción en los tres polos. Factor de amplitud (Amplitude factor) Cociente entre el valor máximo de la tensión transitoria de restablecimiento y el valor cresta de la tensión de restablecimiento del sistema. Nivel de aislamiento (Insulation level) Característica definida por uno o dos valores que indican la tensión de aguante del aislamiento. Tensión de aguante a la frecuencia del sistema (Power frequency withstand voltage) Valor eficaz (rms) de la tensión senoidal a la frecuencia del sistema que el interruptor puede aguantar bajo condiciones especificadas de prueba . Tensión de aguante al impulso (Impulse withstand voltage) Valor pico de una onda normalizada de impulso de tensión, que el aislamiento del interruptor aguanta bajo condiciones especificadas de prueba. Presión funcional mínima para operación (Minimum functional pressure for operation) Presión referida a las condiciones atmosféricas estándar del aire (20 ºC y 101.3 kPa) que puede expresarse en términos absolutos o relativos, a la cual las características nominales del interruptor se mantienen requiriendo recargar el mecanismo de operación. Presión funcional mínima para interrupción y aislamiento (Minimum functional pressure for interruption and insulation) Presión para interrupción y aislamiento referida a las condiciones atmosféricas estándar del aire (20 ºC y 101.3 kPa) que puede expresarse en términos absolutos o relativos, a la cual las característica nominales del interruptor se mantienen requiriendo recargar los fluidos de interrupción y aislamiento.


ANEXO 2

PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA

SGP-A002-S PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE SINCRONISMO Y TIEMPOS DE OPERACIÓN DE INTERRUPTORES

SGP-A003-S PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO EN EQUIPO ELÉCTRICO

GGT-027 PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE RESISTENCIA DE CONTACTOS

CFE/CTT

COORDINACIÓN DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN GERENCIA DE SUBESTACIONES Y LÍNEAS

No. 1-13____ FECHA 2002____AUTOR -----_____PROCEDIMIENTO SGP-A002-S

PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE SINCRONISMO Y TIEMPOS DE OPERACIÓN DE INTERRUPTORES

SGP-A002-S

Revisión 2001 Irapuato, Gto

Sustituye a la revisión 1979

PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE SINCRONISMO Y

TIEMPOS DE OPERACIÓN DE INTERRUPTORES PROCEDIMIENTO

SGP-A002-S

ÍNDICE 1.- OBJETIVO

2.- PRINCIPIO DE LA PRUEBA

3.- DEFINICIONES

4.- EQUIPO DE PRUEBA

5.- APLICACIÓN

6.- PRUEBAS

7.- VALORES DE PRUEBA

8.- DIAGRAMAS DE CONEXIONES

2



SGP-A002-S

1.- OBJETIVO El objetivo de esta prueba es analizar el

desempeño del interruptor en función de la

determinación de los tiempos de

operación, en sus diferentes formas de

maniobra, así como la verificación del

sincronismo de sus tres polos y de los

contactos de un mismo polo.

Además de las pruebas anteriores, cuando

aplique, también se debe verificar el estado

de los capacitores de mando y de las

resistencias de preinserción, entre otras.

Lo anterior permite comprobar si estas

características se mantienen durante su

operación, dentro de los límites establecidos

por las normas.

Estas comprobaciones deberán efectuarse

en forma periódica a todos los interruptores

de potencia, de acuerdo con lo establecido

en los manuales del fabricante y del Manual

de mantenimiento de Subestaciones por

sistemas de créditos.

2.- DEFINICIONES A fin de uniformizar conceptos entre el

personal a cargo de la ejecución y análisis

de las pruebas de tiempo de operación y

sincronismo de contactos en interruptores, a

continuación se dan algunas definiciones de

acuerdo a la Especificacion de Interruptores

de Potencia CFE-V5000-01, vigente.

2.1 TIEMPO DE APERTURA. Es el intervalo de tiempo que transcurre

desde el instante en que se energiza la

bobina de apertura del interruptor, estando

en posición cerrado y hasta el instante en

que se separen todos los contactos de

arqueo de todos los polos.

2.2 TIEMPO DE CIERRE El intervalo de tiempo transcurrido desde la

energización de la bobina de cierre, hasta el

instante en que se toquen los contactos de

arqueo de todos los polos.

NOTA: En el caso de interruptores dotados

de resistencia de preinserción, por lo

general existe una diferencia entre los

tiempos de cierre o apertura hasta el

momento en que los contactos primarios de

arqueo se tocan o separan y él

tiempo hasta el momento en que los

contactos auxiliares en serie con las

resistencias se tocan o separan.

3



SGP-A002-S

2.3. TIEMPO DE ARQUEO EN UN POLO

Es el intervalo de tiempo entre el instante de

la iniciación del arco hasta el instante de su

extinción final en ese polo.

2.4 TIEMPO DE ARQUEO EN UN INTERRUPTOR

Es el intervalo de tiempo entre el instante

en que se inicia el primer arco y el instante

de la extinción final del arco en todos los

polos.

2.5 TIEMPO DE INTERRUPCIÓN Es el intervalo de tiempo entre el inicio del

tiempo de apertura y el final del tiempo de

arqueo.

2.6 TIEMPO DE CONEXIÓN. Es el intervalo de tiempo entre el inicio del tiempo de cierre y el instante en que la corriente empieza a fluir en el circuito principal.

2.7 CONTACTO

Es la parte conductora diseñada para

establecer la continuidad del circuito,

cuando estos se tocan, debido a su

movimiento relativo, durante una operación

de cierre.

2.8 CONTACTOS PRINCIPALES

Son los contactos incluidos en el circuito

principal del mecanismo de un interruptor

cuyo objetivo es transportar en la posición

de cerrado, la corriente nominal.

2.9 CONTACTOS DE ARQUEO Es a través de los cuales se establece el

arco. Un contacto de arqueo también puede

servir como contacto principal. Están

diseñados para soportar los daños a causa

de la energía del arco. Son los primeros que

hacen contacto cuando el interruptor cierra,

y los últimos en separarse cuando el

interruptor abre, y cuyo objetivo es evitar el

deterioro o daño del contacto principal.

2.10 SECUENCIA DE EVENTOS DE OPERACIÓN DURANTE LA INTERRUPCIÓN DE UNA FALLA DE CORTO CIRCUITO.

4



SGP-A002-S

3.- PRINCIPIO DE LA PRUEBA En base a una referencia conocida de

tiempo trazada sobre el papel del equipo de

prueba, se obtienen los trazos de los

instantes en que los diferentes contactos

principales de un interruptor se tocan o se

separan, a partir de las señales de apertura

y cierre de los dispositivos de mando del

interruptor. Estas señales de mando

también son registradas sobre la grafica, la

señal de referencia permite medir el tiempo

y secuencia de los eventos anteriores.

En la actualidad existe una diversidad de

equipos que pueden manejar un mayor

número de canales tanto digitales como

analógicos, que nos permiten manejar

graficas y hojas de reporte.

4.- EQUIPO DE PRUEBA Existen varios tipos y marcas de

analizadores de operación de interruptores,

que tienen la capacidad de medir y registrar:

los tiempos de apertura y cierre de los

contactos principales, sincronismo entre

polos y entre contactos de un mismo polo,

corriente de bobinas de cierre y apertura,

rebotes de contactos, capacitancia de

capacitores de mando, tiempos de cierre y

apertura de contactos de resistencias de

preinserción, valor ohmico de las

resistencias de preinsercion y distancia de

la carrera de los contactos de potencia. 5



SGP-A002-S

Entre las características deseables para

cualquiera de estos equipos se pueden

mencionar las siguientes:

a) REPORTE DE PRUEBA GENERADO

POR EL ANALIZADOR El analizador de operación, debe tener la

capacidad de registrar y presentar de

manera inmediata los resultados de las

pruebas, para la toma de decisiones en

campo, y de generar archivos electrónicos e

impresos, para consulta posterior.

A continuación se muestran como ejemplo,

los registros del equipo TR3000 de la

Compañía DOBLE ENGINEERING en

forma tabulada de una prueba tipo,

mostrada en el instructivo de este equipo.

BREAKER PERFORMANCE REPORT

Manufacture: ABB Location: TULA

Model Number: HPL-420 Circuit: INDUSTRIA

Serial Number: 85485620 Operator: JUAN

ID Number:

Test Type: TRIP

Test was performed on 08/22/01 at 09:29:49, with digital filter time 32 uS.

Motion Transfer Function

1.00 in. Travel at the contacts is 45.00 deg Travel at the transducer.

Resistor range selected 10-300 Ohms

Resistor times tabulated If a 200 uS. Resistor state is detected

Command Parameters Trip Pulse 66.6 mS.

Command currents Trip current 6.27 A pk.

Este registro nos muestra los datos proporcionados por el operador del equipo, así como los datos generales del interruptor que se sometió a la prueba.

6



SGP-A002-S

MECHANICAL MOTION TRIP OPERATION

Specifications Test results compare Average velocity in Open zone 1

Maximum 12.00 Ft/Sec VEL. 1 5.00 Ft/Sec Pass Minimum 2.00 Zone 1 0.100 in. To 0.400 in

Average velocity in Open zone 2 Maximum 20.00 Ft/Sec VEL. 1 4.35 Ft/Sec Pass Minimum 2 Zone 2 8.0 mS to 12.0 mS

Total Travel Expected 0.900 inches TRAVEL 1 0.985 Inches Pass Tolerance + 0.200 - 0.200

Overtrabel Expected 0.250 inches TRAVEL 1 0.180 Inches Pass Tolerance + 0.250 - 0.250

Rebound Expected 1.000 inches TRAVEL 1 0.150 Inches Pass Tolerance + 0.100 - 0.100

Main Contact Time Measured From Test Initiation

Specs: Maximum: 10.0 Minimum: 11.0

Phase A Phase B Phase C Contact Time

(ms) Compare Contact Time


(ms) Compare

A-EHV 1 10.9 Fail B-EHV 1 11.4 Pass C-EHV 1 11.3 Pass A-EHV 2 10.9 Fail B-EHV 2 11.4 Pass C-EHV 2 10 Fail

Delta Main Time Within Module Specs: Maximum: 1.0




(ms) Compare

A-EHV 1 B-EHV 1 C-EHV 1 A-EHV 2 0.0 Pass B-EHV 2 0.0 Pass C-EHV 2 0.5 Pass

Delta Main Time Within Phase Specs: Maximum: 1.0




(ms) Compare

PHASE A 0.0 Pass PHASE B 0.0 Pass PHASE C 0.5 Pass

7



SGP-A002-S

Delta Main Time Within Breaker

Maximum 2.0 mS BREAKER 0.6 mS Pass

Delta Time Vs Mechanical Motion

Phase A Phase B Phase C Contact Travel

(In.) Vel. (f/s)

Contact Travel (In.)

Vel. (f/s)

Contact Travel (In.)

Vel. (f/s)

A-EHV 1 0.200 4.83 B-EHV 1 0.230 5.00 C-EHV 1 0.220 5.00 A-EHV 2 0.200 4.83 B-EHV 2 0.230 5.00 C-EHV 2 0.190 4.83

Los equipos de prueba presentan los resultados en dos formatos: - La impresión directa de los valores de tiempo en milisegundos en forma tabulada - Mediante gráficas con indicaciones de tiempos de operación en milisegundos

8



SGP-A002-S

b) NUMERO SUFICIENTE DE CANALES Soplo magnético.

Dependiendo del tipo de interruptor por

probar, se requiere de más o menos

canales; un equipo con pocos canales de

registro obliga a efectuar muchas

maniobras de disparo o cierre del

interruptor para poder analizar la operación

de todos sus contactos o polos.

Vacío. La prueba adquiere mayor importancia en el caso de equipo sofisticado, como es el de interruptores multicámara, con mecanismo de operación independiente por polo, dotados o no de resistencias de preinserción y capacitores de mando, debido a que en estos es más probable la pérdida de sincronismo entre polos o contactos de un polo

c) TAMAÑO COMPACTO Y RESISTENCIA AL USO.

6.- PRUEBA Tratándose de pruebas de campo, el

equipo deberá tener un tamaño adecuado

para su fácil transporte y una resistencia

adecuada para ese tipo de uso. Además,

debe tener la capacidad de poder operar en

presencia de campos electromagnéticos, y

no le debe afectar las altas temperaturas

ambientales, ni la luz solar.

6.1 CONDICIONES GENERALES PARA LA PRUEBA. Los siguientes lineamientos son de carácter

obligatorio para la ejecución de las pruebas

y seguridad del personal:

• El equipo por probar deberá estar con

libranza concedida por el Área de

Control correspondiente.

5.- APLICACIÓN • El interruptor se probará totalmente

desenergizado. Estas pruebas se aplican a todos los

interruptores de potencia en todos sus tipos

y diseños, como sigue:

• Se deben mantener abiertas y

bloqueadas las cuchillas

desconectadoras en ambos lados del

interruptor

Gran volumen de aceite. • Las conexiones de comando desde el

Analizador de Interruptores, deben

hacerse en las tablillas del gabinete de

control del interruptor, de tal manera

Pequeño volumen de aceite.

Aire comprimido.

Gas SF6. 9



SGP-A002-S

que durante las pruebas queden

involucrados todos los componentes de

los circuitos de cierre y de apertura.

Las pruebas de apertura deberán

realizarse para las 2 bobinas de

disparo.

• El interruptor debe encontrarse en

condiciones nominales de operación, en

lo que se refiere a:

o Presión del acumulador de energía,

o Presión del medio de extinción,

o Tensión de control y de fuerza,

o Verificación de niveles de aceite

cuando el medio de extinción es el

aceite dieléctrico a presión

atmosférica,

o y además, de la indicación de carga

del resorte.

6.2 PRUEBAS NORMALES. Las pruebas o mediciones que a

continuación se indican son aquellas que

se consideran normales, tanto para

mantenimiento como para puesta en

servicio de un interruptor:

a) Determinación del tiempo de

apertura. b) Determinación del tiempo de cierre. c) Determinación del tiempo cierre-

apertura en condición de disparo

libre, o sea el mando de una operación de cierre y uno de apertura en forma simultanea, se verifica además el dispositivo de antibombeo.

d) Determinación del tiempo de

apertura-cierre-apertura. Esta prueba sirve como referencia para obtener los tiempos de operación, para coordinar los ajustes de los esquemas de protecciones.

e) Verificación del sincronismo entre

contactos de un mismo polo, tanto en cierre como apertura.

f) Verificación del sincronismo entre los

3 polos, tanto en cierre como apertura.

g) Determinación de la diferencia en

tiempo entre los contactos principales y contactos auxiliares de resistencia de preinserción, ya sean estos para apertura o cierre.

NOTA: Las pruebas e, f y g, deberán realizarse, cuando no se tenga disponibilidad de canales en los equipos, para realizar todas las pruebas.

6.3 REGISTROS DE TIEMPOS DE OPERACIÓN. En el mercado existen diferentes equipos

para realizar las pruebas descritas en el

punto anterior. La mayoría de estos

equipos emiten un registro para diagnóstico

comparativo entre los parámetros

especificados por el fabricante del

10



SGP-A002-S

interruptor y los parámetros medidos

durante la prueba.

Los valores obtenidos durante la prueba,

deberán ser registrados en el formato SGP A002 S R001, anexo a este procedimiento.

Si el equipo probador emite reporte de

prueba impreso, este será adherido al

formato antes mencionado.

7.- VALORES DE PRUEBA DE

TIEMPOS DE OPERACIÓN

A continuación se hace referencia respecto

a los valores de los tiempos anteriores

descritos que establecen un cierto criterio

a modo de guía general ya que los valores

particulares para cada tipo de interruptores

es una característica propia que

generalmente da el fabricante en sus

instructivos, los cuales están referenciados

a las normas con que fueron diseñados o

especificados para su adquisición.

7.1 TIEMPO DE INTERRUPCIÓN.

Para los interruptores de tensión de diseño

de 123 a 400 kV, que fueron adquiridos con

referencia a la Especificación CFE-V5000-

01 (Edición 1981, y sus posteriores

revisiones), los tiempos máximos de

interrupción deben ser de 50 ms.

El tiempo total de interrupción, está

compuesto por el tiempo de apertura o

separación mecánica de contactos de

arqueo, más el tiempo de arqueo. Entonces

puede establecer que los tiempos de

apertura medidos en el campo deben ser

menores a los tiempos de interrupción

nominales indicados.

7.1.1 TIEMPOS DE APERTURA DE LOS CONTACTOS DE LAS RESISTENCIAS DE PREINSERCIÓN.

Los tiempos de apertura de los contactos

de las resistencias de preinserción, para el

caso de los interruptores de 400 kV, (si

estos quedan cerrados después de que

cierran los contactos principales), son más

cortos que los de los contactos de arqueo,

y estos están definidos por el fabricante.

7.2 TIEMPO DE CIERRE

Son generalmente más largos que los de

apertura. Para los interruptores de tensión

de diseño de 123 a 400 kV, que fueron

adquiridos con referencia a la

Especificación CFE-V5000-01 (Edición 11



SGP-A002-S

1981, y sus posteriores revisiones), los

tiempos máximos de cierre deben ser de

160 ms.

Para los interruptores que se adquirieron

fuera de esta Especificación, los tiempos

de cierre, pueden variar dependiendo del

tipo de interruptor, su mecanismo y lo

voluminoso de sus partes en movimiento;

por lo anterior no se pueden establecer

valores promedio. Se requiere en este caso

basarse en los tiempos dados por el

fabricante para cada modelo en particular,

o bien a comparación entre interruptores

similares.

7.2.1 TIEMPOS DE CIERRE DE LOS CONTACTOS DE LAS RESISTENCIAS DE PREINSERCIÓN.

Los tiempos de cierre de los contactos de

las resistencias de preinserción (cuando

aplica), son más cortos que los de los

contactos de arqueo, y estos están

definidos por el fabricante.

7.3 TIEMPOS CIERRE-APERTURA.

Los valores que deben obtenerse en el

campo, son prácticamente similares a los

de la suma del tiempo de cierre más el de

apertura, las variaciones con respecto a

esta pueden deberse a que en este caso la

señal de apertura esta dependiendo de

que se complete primero la operación de

cierre previamente dada, puesto que entra

en juego la acción de los contactos

auxiliares que forman parte del circuito de

disparo, con relación a los contactos de

arqueo.

7.4 SIMULTANEIDAD ENTRE POLOS Y ENTRE CONTACTOS DE UN MISMO POLO.

Los valores de discrepancia definidos en la

especificación CFE-V5000-01 vigente, son

los siguientes:

Simultaneidad en la operación de los polos:

a) En operación de cierre 3 ms.

Máximo

b) En operación de apertura 2 ms.

Máximo

Simultaneidad de contactos del mismo polo:

a) En operación de cierre 2 ms.

Máximo

b) En operación de apertura 2 ms.

máximo

12

13



SGP-A002-S

Para los interruptores que se adquirieron

fuera de esta Especificación, los tiempos

de simultaneidad, pueden variar

dependiendo del tipo de interruptor y su

mecanismo; por lo anterior no se pueden

establecer valores promedio. Se requiere

en este caso basarse en los tiempos dados

por el fabricante para cada modelo en

particular, o bien a comparación entre

interruptores similares.

La operación de los contactos de un polo

debe ser prácticamente simultanea.

8.- RESISTENCIAS DE

PREINSERCION

Estas resistencias son utilizadas para la

supresión de las sobretensiones

transitorias debidas a maniobra en

interruptores (cierre), es realizada por la

preinserción de una resistencia al circuito

antes de que los contactos del interruptor

sean cerrados. Con la preinserción de la

resistencia las oscilaciones transitorias son

reducidas en magnitud. Dichas resistencias

sólo son utilizadas en interruptores de 420

kV.

Los valores de resistencia óhmica medidos

deben ser comparados con el

proporcionado por el fabricante en el dato

de placa del interruptor.

9.- CAPACITORES DE MANDO

Estos capacitores son utilizados para

igualar la distribución de tensión entre

contactos del polo del interruptor. Los

paquetes de capacitores están conectados

en serie de tal forma que la capacitancia

medida en campo nunca debe ser menor al

valor medido de fabrica, cuando sea mayor

indicaría que se ha puesto en corto algún

paquete de capacitores.

Los valores de capacitancia medidos deben

ser comparados con el proporcionado por

el fabricante en los datos de placa del

interruptor.

10.- DIAGRAMA DE CONEXIÓN

Las que defina el fabricante del Analizador

de Operación de Interruptores.

COORDINACION DE TRANSMISION

GERENCIA DE SUBESTACIONES Y LINEAS

STT SE. INTERRUPTOR No. FECHA

MARCA TIPO No. SERIE MECANISMO

KV NOM. AMP. NOM. CAPACIDAD INT. MEDID. EXT.

TEMP. AMB. OC % HR FECHA PUESTA EN SERV. FECHA ULTIMA PRUEBA

TIEMPO NOM. DE INTERRUPTCION Hz RESISTENCIAS DE INSERCION: SI NO APERTURA CIERRE

No. OPERACIONES ANTERIOR ACTUAL DIFERENCIA OP. DESDE ULTIMO MANTTO. COMPLETO

EQUIPO DE PRUEBA: MARCA TIPO No. DE SERIE

GRAFICAS ANEXAS: SI NO

TIEMPO DE APERTURA

TIEMPO DE CIERRE

SIMULTANEIDAD ENTRE FASES A

( DIF. ENTRE PRIMERA Y ULTIMA FASE) C

TIEMPO CIERRE-APERTURA

C - 2

O B S E R V A C I O N E S RESULTADOS DE LAS PRUEBAS:

B U E N O

M A L O

D U D O S O

PRUEBA EFECTUADA POR:

C - 1 C - 2

SGP A002 S R001

MODULO 3MODULO 3

Y TRANSFORMACION

A BO B S E R V A C I O N E S

SIMULTANEIDAD ENTRE CONTACTOS DE UNA MISMA FASE ( INTERRUPTOR MULTICAMARA )

NOMBRE Y FIRMA

R E S U L T A D O S D E P R U E B A S

MODULO 2

C

MODULO 2

C - 1 C - 2

APERTURA ( MS)DIFERENCIA MAXIMA

CIERRE(MS)

C O N C E P T OC

O B S E R V A C I O N E SF A S E DIFERENCIA MAXIMA

TIEMPO MEDIDOMS

B

A

B

C

DIFERENCIA EN TIEMPO ENTRE CONTACTOS PRINCIPALES Y CONTACTOS AUXILIARES DE RESISTENCIAS DE INSERCION

F A S E

A

E N A P E R T U R A M S E N CIERRE M S

C - 1 C - 1 C - 2

PRUEBAS DE SINCRONISMO Y TIEMPOS DE OPERACIÓN DE INTERRUPTORES DE POTENCIA

MODULO 1 MODULO 1

C - 1 C - 2C - 1 C - 2

MEDIDO EN FASE (MS)

COORDINACIÓN DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

GERENCIA DE SUBESTACIONES Y LÍNEAS No. 1-41____ FECHA 2002____AUTOR -----_____PROCEDIMIENTO SGP-A003-S

PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA

DE AISLAMIENTO EN EQUIPO ELÉCTRICO

REVISIÓN 2002

SUSTITUYE A LA EDICIÓN 1980

POZA RICA, VER .

PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA DE AISLAMIENTO EN EQUIPO ELÉCTRICO

PROCEDIMIENTO SGP-A003-S

Página 2 de 41

Í N D I C E

Pág.1. Alcance 32. Objetivo 3

3. Teoría general del aislamiento 34. Aplicaciones y procedimientos de prueba 6

4.1 Transformadores 6 4.1.1 Transformador de dos devanados 6 4.1.2 Transformador de tres devanados 7 4.1.3 Autotransformador 10 4.1.4 Reactores 13 4.1.5 Criterios para la evaluación de valores de prueba de los

transformadores de potencia 13

4.2 Transformadores de potencial 14 4.3 Transformador de potencial capacitivo 15 4.4 Transformadores de corriente 25 4.5 Interruptores 26 4.6 Apartarrayos 33 4.7 Cables de potencia 36 4.8 Aceite aislante 39 Anexo A Hojas de pruebas Anexo B Especificaciones de equipos de prueba existentes en

el mercado.

1980 Rev. 020823



Página 3 de 41

Aislamientos sólidos se usan cuando se requiere soporte mecánico o una barrera, cuando se requiere conducción térmica, se emplean gases o líquidos.

1. Objetivo Este procedimiento tiene la finalidad de homologar las pruebas de factor de potencia a los aislamientos del equipo eléctrico primario. Mediante la aplicación de este procedimiento se asegura la correcta realización de la prueba.

Los términos “aislamiento y dieléctrico” se usan intercambiablemente. Aislamiento implica simplemente que el material no conduce corriente, por lo contrario dieléctrico implica que el material tiene ciertas características como son: Constante dieléctrica, absorción dieléctrica, resistencia dieléctrica y factor de potencia.

2. Alcance Verificar las condiciones de aislamiento en el equipo eléctrico primario, midiendo las perdidas dieléctricas, factor de potencia y capacitancia e interpretación de resultados.

3.1. Constantes dieléctricas de materiales aislantes. Un capacitor esta formado por dos conductores separado por un dieléctrico. Su capacitancia depende de una característica llamada constante dieléctrica.

3. Teoría general del aislamiento Aislamiento en el sentido eléctrico, se refiere a todo aquello que no conduce corriente al aplícarsele voltaje. Los materiales de aislamiento (también llamados materiales dieléctricos) se encuentran en uno de los tres estados siguientes:

Por lo anterior los materiales aislantes poseen una característica de capacitancia propia, en aire o vacío. Con excepción del vacío, todo material aislante como los líquidos y sólidos contienen átomos y moléculas que promueven esta característica.

Gaseoso: Al alto vacío

En el caso del aire y el gas SF6, aunque contienen átomos y moléculas, su constante dieléctrica es como si fuese la del vacío, por lo que se consideran sistemas sin perdidas.

Aire Gas hexafloruro de azufre (SF6.

Liquido: 3.2. Absorción dieléctrica Aceites hidrocarburos.

Aceites de silicón Cuando se aplica una prueba de resistencia de corriente directa a un aislamiento, la resistencia inicial es baja y gradualmente aumenta a medida que se prolonga la duración de la prueba. Para establecer un campo electrostático en un aislamiento se requiere energía, sin embargo, una vez que el campo se ha establecido plenamente, las cargas de corriente bajan hasta un valor que esta en

Agua destilada Sólidos

Celulosa Porcelana Fenólicos

1980 Rev. 020823



Página 4 de 41

función de la corriente de fuga continua a través del aislamiento. Cuando se aplica corriente alterna a un aislamiento, el efecto del fenómeno de absorción dieléctrica predomina notablemente sobre el fenómeno de fugas o conductividad, porque el campo dieléctrico nunca se establece por completo con una polaridad antes de que la corriente alterna de carga se invierta y comience a cargar con la polaridad opuesta. Para todo propósito practico, esto hace que la medición con corriente alterna a frecuencia constante de la perdida de absorción del dieléctrico, sea independiente de la duración del potencial de prueba, siempre y cuando el aislamiento no haya alcanzado una posición inestable con respecto a los efectos de la temperatura. Las perdidas de absorción del dieléctrico son muy sensibles a los cambios pequeños en el contenido de humedad de un aislamiento y a la presencia de otras impurezas. Por ejemplo, una pequeña cantidad de humedad puede producir un gran aumento de la absorción dieléctrica. El hecho de que las perdidas del dieléctrico con C.A. se deban casi exclusivamente al fenómeno de absorción dieléctrica, hace que la prueba de perdidas del dieléctrico y factor de potencia sea extremadamente sensible a la humedad. 3.3. Resistencia dieléctrica. La pérdida del dieléctrico puede expresarse en términos de la resistencia a la C. A. dividiendo el cuadrado de la tensión de prueba por la pérdida de potencia. La calidad aislante de las secciones de algunos elementos de madera, como las varillas de accionamiento, puede evaluarse más fácil y completamente en términos de la resistencia a la C. A. por unidad de longitud que en términos del factor de

potencia, debido a la variación de la capacitancia durante las pruebas. Cualquier sección de un elemento de madera puede probarse fácilmente en posición aplicando tres electrodos. En general, los dos electrodos externos se conectan a tierra y el electrodo central se energiza. Las pruebas de C. D. En elementos de madera prácticamente se limitan a una medición de las fugas superficiales de corriente. 3.4. Factor de potencia El factor de potencia en un aislamiento se define como el coseno del ángulo entre el vector del voltaje aplicado y vector de la corriente total que circula por el aislamiento bajo prueba. El circuito de la Fig. 3.1a es el circuito equivalente De manera simplificada del aislamiento bajo prueba. Las ecuaciones para la obtención del factor de potencia son las siguientes:

Cos PV IT

φ = [1]

Cos

VRf CV

pφπ

=

2

22 [2]

I VRr

p

=

[3]

P V I VRr

p

= =2

[4] R VPp =

2

[5] I =

VX c

c

1980 Rev. 020823



Página 5 de 41

[6]

Xf Cc =

12π

[7] I fc = 2 CVπ [8]

[9]

VI f CVc = 2 2π

CIf V

c=2

[10]

a)

Cp = Capacitancia de prueba

Ic = Corriente capacitiva donde:

IR = Corriente resistiva C = Capacitancia

IT = Corriente total f = Frecuencia

Rp = Resistencia de prueba Ic = Corriente capacitiva

V = Tensión aplicada Ir = Corriente resistiva IT = Corriente total P = Potencia

Rp = Resistencia de prueba V = Tensión aplicada

Para ángulos de 81.5º a 90º la corriente IT es aproximadamente igual a corriente Ic. Ver Fig. 3.1b.

( )FACTOR DE POTENCIA FP COSII

R

T

= =φ

FACTOR DE DISIPACIÓN ( )FD TANII

R

C

= =δ

[11]

VI VI f CVc T= = 2 2π

b) cosφ

π= = =

II

Pf CV

PV I

r

T T2 2 [12] Fig. 3.1 Circuitos equivalentes.

1980 Rev. 020823



Página 6 de 41

El factor de potencia siempre será la elación de las pérdidas del dieléctrico (watts, miliwatt), entre la carga que demanda el aislamiento bajo prueba (mili-amperes, milivolt-amperes), manejado en porciento para facilidad de referencia. El valor obtenido de esta relación para un aislamiento en particular es independiente del área o espesor y depende de las condiciones de humedad, ionización y temperatura.

Fig. 4.1 Diagrama esquemático de los aislamientos de un transformador de dos devanados.

La finalidad de esta prueba es la detección de cambios mensurables en las características de los aislamientos que pueden asociarse con los efectos de agentes destructivos como el agua, el calor y corona. En general, un incremento apreciable de las pérdidas dieléctricas en C.A., (milivolt-amperes) o factor de potencia de un aislamiento indica deterioro.

Los aislamientos representados como CH, CL y CHL, son respectivamente los aislamientos entre el devanado de alta tensión y tierra, entre el devanado de baja tensión y tierra y el aislamiento entre los devanados de alta y baja tensión. Estos aislamientos aunque actúan distribuidos a lo largo de los devanados, se muestran como un solo capacitor para mayor simplicidad. Estos aislamientos no están compuestos de un solo dieléctrico; por ejemplo, CH incluye boquillas, el aislamiento entre el devanado de alta y tierra y el aceite entre devanado y tierra. Los valores de CH y CL se leen directamente. Cuando el devanado de alta es energizado y el devanado de baja se conecta a guarda se mide CH. Cuando el devanado de baja es energizado y el devanado de alta es conectado a guarda, se mide CL. Con un simple cálculo se puede determinar CHL, como se indica en la hoja de prueba SGP-A003-001.

4. Aplicaciones y procedimientos de prueba

4.1 Transformadores 4.1.1 Transformador de dos devanados Los aislamientos que constituyen a los transformadores de dos devanados se muestran esquemáticamente en la Fig. 4.1, ésta figura representa tanto a un transformador monofásico como a un trifásico, las consideraciones para ambos son las mismas.

Pasos a seguir para efectuar la prueba: a) Desenergizar y desconectar sus

terminales externas desde las boquillas del transformador.

b) Desconectar el neutro del devanado que

se encuentra aterrizado.

1980 Rev. 020823



Página 7 de 41

1980 Rev. 020823

c) Conectar en corto circuito cada devanado en las terminales de sus boquillas.

d) Verificar que el tanque esté bien aterrizado.

d) Proceder a efectuar las conexiones de prueba de acuerdo con la Fig. 4.2 y la Tabla 4.1, y la hoja de prueba SGP-A003-S-001.

Los valores obtenidos de acuerdo con las conexiones indicadas deben registrarse en la hoja de prueba correspondiente y calcular el valor de CHL con la diferencia de los mVA y mW de la Prueba 1 menos la Prueba 2. Como comprobación de que las pruebas se realizaron correctamente debe efectuarse la diferencia de mVA y mW de la prueba 3 menos 4 y comparar estos valores con los obtenidos para el cálculo de CHL, Estas dos diferencias deben ser aproximadamente iguales. En caso de que estas diferencias sean bastante desiguales, se procede a efectuar una prueba en UST ya sea en el lado de alta o de baja, de acuerdo a la conexión de la Fig. 4.2.

Energice el devanado de alta o baja tensión y el devanado que no haya sido energizado se conecta con el cable de baja tensión (LV), con el selector de prueba en UST. Los valores de mVA y mW obtenidos en esta prueba, deben compararse con los resultados que se obtuvieron de las diferencias de las pruebas 1 menos 2 y 3 menos 4. Los valores que no se aproximen a los obtenidos en esta última prueba, deben repetirse y de persistir los mismos valores obtenidos originalmente, debe investigarse el devanado que los está originando. 4.1.2 Transformador de tres devanados Los aislamientos que constituyen un transformador de tres devanados, se muestran esquemáticamente en la Fig. 4.3, ésta figura representa tanto a un transformador monofásico como trifásico; las consideraciones para ambos son las mismas.

Tabla 4.1 Tabla de conexiones para pruebas a transformadores de dos devanados.

PRUEBA ENERGIZAR DEVANADO

DEVANADO A TIERRA

DEVANADOA GUARDA

DEVANADO A UST

AISLAMIENTO MEDIDO

1 H L --- --- CH+CHL

2 H --- L --- CH

3 L H --- --- CL+CHL

4 L --- H --- CL

5 H --- --- L CHL

6 L --- --- H CHL



Página 8 de 41

1980 Rev. 020823

Fig. 4.2 Diagrama de pruebas para pruebas a transformadores de dos devanados.



Página 9 de 41

Fig. 4.3 Diagrama esquemático de los aislamientos de un transformador de tres devanados.

Los aislamientos representados como CH, CL y CT, son respectivamente, los aislamientos entre el devanado de alta tensión y tierra, el devanado de baja tensión y tierra y el aislamiento entre el terciario y t ierra. Los aislamientos representados como CHL, CLT y CHT son respectivamente los aislamientos entre devanados. Estos aislamientos no están compuestos de un solo dieléctrico, por ejemplo CH, es el aislamiento entre el devanado de alta y tierra, incluye las boquillas, el aislamiento entre el devanado de alta y tierra y el aceite entre el devanado de alta y tanque. Las lecturas de CH, CL y CT se leen directamente y se anotan en el hoja de prueba SGP-A003-002. Cuando el devanado de alta es energizado y los devanados de baja y terciario son conectados a guarda, se mide el aislamiento CH. Cuando el devanado de baja es energizado y los devanados de alta y terciario son conectados a guarda, se mide el

aislamiento CL. Cuando el devanado terciario es energizado y los devanados de alta y baja son conectados a guarda, se mide el aislamiento CT. Los aislamientos entre devanado CHL, CHT y CLT son determinados por un cálculo, al obtener las diferencias de los valores de mVA y mW de la siguiente manera: CHL, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW, de la prueba 1 menos la prueba 2. CLT, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW, de la prueba 3 menos la prueba 4. CHT, se obtiene de la diferencia de los mVA y mW de la prueba 5 menos la prueba 6. La prueba marcada en su hoja de prueba como No. 7, sirve para verificar las pruebas 2, 4 y 6 cuya suma de mVA y mW debe ser igual a las obtenidas en la prueba 7. Pasos a seguir para efectuar la prueba: a) Se procede a desenergizar y

desconectar el transformador de la misma manera como se procedió para el

1980 Rev. 020823



Página 10 de 41

transformador de dos devanados, incluyendo los pasos que ahí se indican.

b) En este transformador de tres devana-dos se efectúan las conexiones de acuerdo con la Tabla 4.2 y los circuitos de prueba de la Fig. 4.4.

4.1.3 Autotransformador Un autotransformador consiste de un devanado primario con derivación (devanados interconectados) y un devanado terciario por separado. Tal transformador será probado conectando juntas todas las terminales de los devanados interconectados y considerando esta combinación como un solo devanado. El terciario se considera como un segundo devanado, por lo tanto, las pruebas se

efectúan de la misma manera que para un transformador de dos devanados de acuerdo a la hoja de prueba SGP-A003-003.Y SGP-A003-004 Cuando por alguna razón de fabricación las terminales del terciario no son accesibles únicamente se hace una prueba; ésta se efectuará poniendo en corto circuito todas las terminales en las boquillas y considerando como si fuera un solo devanado, se podrá hacer únicamente entre este devanado y tierra. Ver Fig. 4.5.

Tabla 4.2 Tabla de conexiones para pruebas a transformadores de tres devanados.

PRUEBA ENERGIZAR DEVANADO

DEVANADO A TIERRA

DEVANADO A GUARDA

AISLAMIENTOMEDIDO

1 H L T CH +CHL

2 H --- L, T CH

3 L T H CL+CLT

4 L --- H, T CL

5 T H L CT+CHT

6 T --- H, L CT

7 H, L, T --- --- CH+CL+CT

1980 Rev. 020823



Página 11 de 41

Fig. 4.4 Diagramas de conexión para pruebas a transformadores de tres devanados.

1980 Rev. 020823



Página 12 de 41

a)

b)

Fig. 4.5 Diagramas de conexión para autotransformadores a) con terciario accesible y b) con terciario no accesible.

4.1.4 Reactores solo devanado. Por lo tanto, una sola prueba podrá efectuarse entre el devanado y tierra. De acuerdo a la hoja de prueba SGP-A003-005, Ver Fig. 4.6.

El uso de este equipo se ha generalizado en nuestras instalaciones, de tal manera que a la fecha se cuenta con un gran número de ellos, por lo cual se ha considerado oportuno dar a conocer la manera de efectuar la prueba de factor de potencia.

4.1.5 Criterios para la evaluación de

valores de prueba de los transformadores de potencia. Este equipo cuenta solamente con un

devanado en reactores monofásicos y en reactores trifásicos se considera para efectos de la prueba igualmente como un

Para un transformador nuevo, es decir que entra por primera vez en operación, el criterio que se considera para un valor de

1980 Rev. 020823



Página 13 de 41

factor de potencia aceptable es que sea menor a 0.5 % (a 20°C). Los valores aceptables de factor de potencia en porciento a 20 °C, de transformadores que se encuentran en operación, deberán considerarse del orden de 0.5 a 2.0%. Para valores mayores al 2% se recomienda que se investigue dicho valor, el cual puede ser originado por condiciones de deterioro del aceite aislante, o bien algún posible daño en alguna de las boquillas, así como

algún agente externo que pudiera estar influenciando la elevación de dicho valor. En el último de los casos se debe recurrir a revisar las estadísticas de valores obtenidos en años anteriores, con el objeto de ver el comportamiento de dicho valor. Si se detecta que este valor se ha estado incrementando, el transformador debe programarse para efectuarle un mantenimiento mayor.

Fig. 4.6 Circuito de prueba para reactores.

Las pruebas a estos transformadores deben efectuarse desconectando tanto el lado de alta tensión como el de baja tensión, para desconectar el transformador de la red.

4.2 Transformador de potencial Un transformador de potencial consiste de dos devanados, el de alto voltaje y el de bajo voltaje. El devanado de alto voltaje puede tener cada terminal descubierta a través de boquillas separadas, o una sola terminal descubierta por medio de una boquilla y la otra terminal conectada a tierra. El devanado de bajo voltaje normalmente no se prueba.

Se ponen en corto circuito las dos boquillas del devanado de alta tensión y el devanado de baja tensión, se deben aterrizar en un solo lado, ver Fig. 4.7c, para evitar cortos circuitos durante las pruebas cruzadas de comprobación. Usando la hoja de prueba SGP-A003-S-006.

4.2.1 Transformador de potencial de dos boquillas En estas condiciones se energiza el lado de

alta tensión, se leen los mVA y los mW y se

1980 Rev. 020823



Página 14 de 41

calcula el factor de potencia. Esta prueba se denomina prueba completa. Para determinar las pérdidas aproximadas entre devanados, se efectúa una prueba con el devanado de baja tensión conectado a guarda, ver Fig. 4.7d. Usando la hoja de prueba SGP-A003-S-006. Prueba cruzada de comprobación Para efectuar esta prueba se procede de la manera siguiente: Se quita el corto circuito entre las boquillas del potencial, se energiza H1 y H2 se conecta el anillo de guarda y se toman lecturas de mVA y mW. Una vez hecho esto, se energiza H2 y se conecta al anillo de guarda H1 y se procede a tomar las lecturas de mVA y mW. Usando la hoja de prueba SGP-A003-S-006. Si las lecturas que se obtuvieron en ambas pruebas son iguales, el transformador de potencial bajo prueba puede considerarse en buenas condiciones, solo si valor del factor de potencia es bajo. Ver Figs. 4.7a y 4.7 b. Un alto factor de potencia para una de las pruebas cruzadas de comprobación indica que una boquilla, o la sección de devanado más próxima a la boquilla está fallada. En estas condiciones las boquillas deberán ser probadas por separado. Un alto factor de potencia para ambas pruebas cruzadas así como para la prueba completa, será indicativo de que existe un deterioro en el transformador, ya sea en el aceite, boquillas o devanado, por lo cual si es posible, deberá probarse por separado cada elemento. Asimismo, es posible que en la prueba cruzada de comprobación se obtenga una lectura negativa, esto indica que

posiblemente el devanado de alta tensión se encuentre abierto. Transformador de potencial de una boquilla Los transformadores de potencial de una sola boquilla pueden ser probados, cuando se puede desconectar la terminal de tierra en el devanado de alto voltaje. De este modo las pruebas completas (ver Fig. 4.8a) y de comprobación cruzada se efectúan de la misma forma que para un transformador de dos boquillas, usando la hoja de prueba SGP-A003-S-006. Para transformadores de potencial inductivo de 34.5 kv o mayores se debe considerar como de una sola boquilla utilizando la hoja de prueba SGP-A003-S-006A . En el caso de un transformador de potencial de una sola boquilla, el factor de potencia obtenido para las pruebas cruzadas de comprobación (ver Figs. 4.8b y 4.8c) podrá no ser el mismo, porque en un caso se prueba una boquilla y parte del devanado, y en el otro caso sólo una parte del devanado es probado. Se debe tener cuidado de que el corto circuito entre la terminal de la boquilla y la terminal del devanado tengan un espacio libre a tierra. Si la terminal del devanado está conectada a una tapa será siempre posible levantar esta tapa y poner suficiente aislamiento durante la prueba entre la terminal y tierra. Cualquier material usado para soportar la tapa, debe tener una capacitancia y pérdidas dieléctricas despreciables; podrá usarse madera completamente seca, vidrio, etc. Algunas veces es difícil poner el corto circuito en el devanado de alto voltaje, pero el devanado se puede desconectar de tierra. En tales casos, el devanado de bajo voltaje se puede poner en corto circuito, ya

1980 Rev. 020823



Página 15 de 41

que si se pone en corto circuito uno u otro lado de un transformador, se refleja el efecto de corto circuito en el otro lado. El potencial puede entonces ser aplicado ya sea a la boquilla de alta tensión o a la terminal del devanado. Cuando se hagan pruebas cruzadas debe tenerse cuidado de quitar el corto circuito del lado de bajo voltaje. En algunos casos el devanado de alta tensión puede estar aterrizado internamente y la tierra no puede ser retirada. En tales casos es imposible efectuar cualquier prueba de aislamiento con resultados confiables. 4.3 Transformadores de potencial capacitivo. El equipo de prueba de factor de potencia satisface idealmente las pruebas a capacitores de transformadores de potencial capacitivo, ya que nos permite verificar las condiciones del aislamiento, así como su funcionamiento. Los capacitores se diseñan para un bajo factor de potencia en sus aislamientos, y junto con su capacitancia de diseño deben permanecer estables, cualquier cambio anormal en cualquiera de estos valores, puede afectar el comportamiento del transformador, además puede ser indicativo de la evolución de una falla peligrosa. Los capacitores de un transformador de potencial capacitivo típico, se construyen de una serie de elementos de papel impregnado de aceite y hojas metálicas, utilizándose uno de estos elementos por

cada kV nominal, es evidente que al aumentar el voltaje de los dispositivos aumenta el número de elementos y su influencia en la prueba disminuye. Cuando se detectan pequeños cambios significativos se deben efectuar pruebas complementarias, para tomar la decisión de dejarlo en operación. Procedimientos de prueba Las Figs. 4.9, 4.10, 4.11 y 4.12 muestran arreglos típicos de transformadores de potencial capacitivos, generalmente son capacitores dentro de aisladores de porcelana montados sobre un gabinete que contiene los circuitos de los dispositivos OPLAT y/o potencial. Es obvio que los resultados de campo deben ser comparados con los de placa o los de la última prueba, asimismo el procedimiento de prueba debe ser consistente. Con el fin de eliminar cualquier desviación en las mediciones, es necesario el conocimiento de los circuitos de los dispositivos del OPLAT y potencial, para efectuar los aterrizamientos o desconexiones apropiadas.

1980 Rev. 020823



Página 16 de 41

a)

b)

Fig. 4.7 Transformador de potencial de dos boquillas (continúa...).

1980 Rev. 020823



Página 17 de 41

c)

d)

Fig. 4.7 (continuación) Transformador de potencial de dos boquillas.

1980 Rev. 020823



Página 18 de 41

a)

b)

c) Fig. 4.8 Diagramas de conexión para prueba a transformadores de potencial de una

boquilla.

1980 Rev. 020823



Página 19 de 41

Los procedimientos de prueba mostrados a continuación fueron diseñados para obtener las pruebas requeridas para unidades individuales con las mínimas desconexiones, amplia seguridad y efectos reducidos de la interferencia electrostática.

9. Probar de la siguiente manera: Nota: todas las pruebas se deben realizar a 2.5 o 10 kV según el equipo de prueba, excepto las marcadas con asterisco.

10. Para los transformadores de potencial capacitivo en donde se tenga mas de una sección capacitiva, se usara la tabla No 4.4. y figura 4.10

Básicamente el procedimiento se resume como sigue: 1. Desenergizar el transformador de

potencial capacitivo. 11. Cerrar los interruptores de tierra S1 y S2 que se encuentran en el gabinete del dispositivo.

2. Aterrizar el circuito asociado al transformador, con un sistema de tierras, durante el proceso de pruebas. 12. Desconectar B2 y B3 que se

encuentran en interior del gabinete. Las terminales B2 y B3 se pueden encontrar conectadas cuando el dispositivo se utiliza para OPLAT y potencial; B3 flotado cuando se utilizan sólo para OPLAT o B2 aterrizada cuando se utiliza sólo para potencial.

3. Cerrar los interruptores de aterrizamiento de la caja del circuito de ferroresonancia, a fin de aterrizar las terminales interiores del capacitor. Nota: En transformadores de potencial capacitivo con unidades capacitivas múltiples, éstas deben ser descargadas por separado antes de efectuar las conexiones.

13. Probar de la siguiente manera: Nota: todas las pruebas deben realizarse a 2.5 o 10 kV según el equipo de prueba, excepto las marcadas con asterisco.

4. Retirar las conexiones de las terminales del capacitor como sea necesario.

5. Proceder a efectuar las conexiones y pruebas de acuerdo a las tablas Nos. 4.3, 4.4, 4.5, 4.6 y 4.7.

14. Desconectar B2 y B3 que se encuentran en el interior del gabinete. El capacitor auxiliar es omitido y B2 y B3 serán comunes si el dispositivo de potencial se utiliza para OPLAT, B3 se encontrará aterrizada si el dispositivo de potencial se utiliza solo para potencial. De acuerdo a la tabla 4.5 y figura 4.11.

6. Desconectar la terminal de la línea B1. 7. Cerrar los interruptores de tierra S1 y S2

que se encuentran en la caja del circuito de ferroresonancia, del transformador.

8. Desconectar B2 y B3 que se encuentran en el interior de la caja. Las terminales B2 y B3 pueden encontrarse ambas conectadas cuando el dispositivo se utiliza para OPLAT y potencial; B3 flotando cuando se utiliza OPLAT y B2 aterrizada cuando se utiliza para potencial. De acuerdo a la tabla 4.3 y figura 4.9.

15. Probar de la manera siguiente: Nota: todas las pruebas deben realizarse a 2.5 o 10 kV según el equipo de prueba, excepto las que están marcadas con asterisco.

1980 Rev. 020823



Página 20 de 41

Cuando se trate de transformadores de potencial capacitivos constituidos por tres o más secciones se tiene la opción de variar el procedimiento de prueba, aterrizando el

conector de alta tensión, sin desconectar la terminal de alta tensión. Las conexiones del equipo probador se harán como se indica en las hojas de prueba correspondiente.

Fig. 9.9 Arreglo típico de dispositivo de potencial capacitivo.

Tabla 4.3 Tabla de conexiones para pruebas a transformadores de potencial capacitivo.

PRUEBA NUMERO

MODO DE PRUEBA

ENERGICE GROUND GUARD UST MIDE

1 GST B2* B1 - - C(B2+B1)

2 GST B3* B1 B2 - C(B3+B1)

3 GST B3* B1 - B2 C(B3+B2)

4 GST B2* - B3 - TERMINAL B2

5 GST B3* - B2 - TERMINAL B3

1980 Rev. 020823



Página 21 de 41

Para la prueba 5, es necesario desconectar la terminal B1. En algunos casos puede ser conveniente desconectar la línea (después de aterrizar), por lo que se prueba de la manera siguiente: Tabla 4.4 Tabla de conexiones para pruebas a transformadores de potencial capacitivo.

PRUEBA NUMERO

MODO DE PRUEBA


1A UST B1 - - B2 C(B1+B2) 2A UST B1 - - B3 C(B1+B3) 3A UST B3* - - B2 C(B3+B2) 4A UST B2* - B3 - TERMINAL B2 5A UST B3* - B1 y B2 - TERMINAL B3

* Los voltajes de prueba no deben exceder el nominal de las terminales, no exceda de 2

kV para la terminal B2, hasta que sea conocido el voltaje nominal, la terminal B3 tiene normalmente un voltaje nominal de 5 kV o superior, sin embargo es muy conveniente consultar el instructivo o al fabricante del equipo.

1980 Rev. 020823



Página 22 de 41

Fig. 4.10 Arreglo típico de dispositivo de potencial capacitivo.


PRUEBA NUMERO

MODO DE PRUEBA


1 GST B2* B1 B3 - C(B2+B1) 2 UST B2* B1 - B3 C(B2+B3) 3 GST B2* - B1 - TERMINAL B2*

* Para probar la terminal B2 es necesario desconectar y retirar tierras en B1. En algunos

casos puede ser conveniente desconectar la línea (después de aterrizar), en tales se prueba de la manera siguiente:

1980 Rev. 020823



Página 23 de 41


PRUEBA NUMERO

MODO DE PRUEBA


1A UST B1* B3 - B2 C(B1+B2) 2A GST B2* B3 - - C(B2+B3) 3A GST B2* - B1 - TERMINAL B2

* Los voltajes de prueba no deben exceder el nominal de la terminal B2 del capacitor

auxiliar, no exceda de 2 kV para B2, a menos que se conozca del instructivo o del fabricante.


PRUEBA NÚMERO

MODO DE PRUEBA

ENERGICE

GROUND GUARD UST MIDE

1 GST B1=T2 T1 B3 - C(T1+T2) 2 UST B1=T2 T1 - B2 C(B1+B2) 3 UST B1=T2 T1 - B3 C(B1+B3) 4 UST B3* T1 - B2 C(B3+B2) 5 GST B2* - B3 - TERMINAL B2 6 GST B3* - B1=T2 y

B2 - TERMINAL B3

* Los voltajes de prueba no deben exceder el nominal de las terminales, no exceda de 2 kV para la terminal B2, la terminal B3 es usualmente 5 kV o mayor, sin embargo es muy conveniente consultar el instructivo o al fabricante del equipo.

1980 Rev. 020823



Página 24 de 41

Fig. 4.11 Arreglo típico de transformador de potencial capacitivo.

Fig. 4.12 Arreglo típico de transformador de potencial capacitivo.

1980 Rev. 020823



Página 25 de 41

a) Desenergizar el dispositivo abriendo las cuchillas. b) Sin desconectar la terminal de línea aterrizar B1, usando un sistema de tierras apropiado.

c) Cerrar los interruptores de tierra S1 y S2 que se encuentran en el gabinete del dispositivo. d) Desenergizar el dispositivo abriendo las cuchillas. e) Sin desconectar la terminal de línea, aterrizar T1, usando un sistema de tierras apropiado. f) Cerrar los interruptores de tierra S1 y S2 que se encuentran en el gabinete del dispositivo. g) Desconectar B2 que se encuentra en el interior del gabinete. h) El capacitor auxiliar es omitido y B2 y B3 serán comunes si el dispositivo de potencial se utiliza con el OPLAT, B3 se encontrará aterrizada si el dispositivo de potencial se

utiliza sólo para voltaje. De acuerdo a tabla 4.7 y figura 4.12. i) Probar de la forma mostrada en la Tabla 4.8. Los voltajes de prueba no deben exceder al nominal de la terminal B2 del capacitor auxiliar, no exceda de 2 kV para B2, a menos que se conozca del instructivo o del fabricante del equipo. En ciertos tipos y marcas de transformadores de potencial capacitivos, las terminales de baja tensión en la base del capacitor son inaccesibles porque están contenidas en un tanque de aceite, algunos diseños cuentan con terminales (boquillas) para permitir que las pruebas se puedan llevar acabo, sin embargo existen otros en los cuales no existe acceso a las terminales de baja tensión, para los cuales se deberá analizar su construcción e implementar las pruebas más sencillas e indicativas para el caso.

Tabla 4.8 Tabla de conexiones.

PRUEBA NUMERO

MODO DE PRUEBA

ENERGICE GROUND UST GUARD MIDE

1 GST B1=T2 T1. B3 - B2 C(T2 + T1) 2 UST B1=T2 T1. B3 B2 - C(B1 + B2) 3 GST B2* T1. B3 - B1=T2 C(B2 + B3) 4 GST B2* - - B1=T2 y

B3 TERMINAL B2

1980 Rev. 020823



Página 26 de 41

1980 Rev. 020823

Análisis de resultados El factor de potencia del aislamiento y la capacitancia de una unidad nueva debe ser comparada con los valores de placa cuando son dados y con otras unidades similares del mismo fabricante. Las unidades con factor de potencia y capacitancia mayor a lo normal o que se hayan incrementado significativamente con respecto a los valores de puesta en servicio, deben ser retirados de servicio. Generalmente, los transformadores de potencial capacitivos tienen factores de potencia de 0.25 % cuando están nuevos, unidades con factores de potencia de 0.5% deben ser retirados del servicio. Una variación en el valor de la capacitancia e incremento de factor de potencia, es indicativo de riesgo de falla, por lo que se recomienda retirarlo de servicio. La experiencia ha demostrado que no es necesario efectuar correcciones por temperatura en los rangos en que se realizan las pruebas, además algunas unidades del mismo tipo y capacidad generalmente se prueban al mismo lapso de tiempo y temperatura. 4.4 Transformador de corriente Un transformador de corriente consiste generalmente, de un devanado de alto voltaje y un devanado de bajo voltaje (ver Fig 4.13). El voltaje del devanado secundario se prueba a una tensión máxima de 500 volts. Las conexiones de las dos terminales del devanado de alto voltaje se ponen en corto. Procedimiento de prueba El gancho de prueba de alta tensión se conecta a las terminales del devanado de alta tensión, registrando los valores de

mVA y mW en la hoja de prueba SGP-A003-S-007. Las terminales del devanado secundario están conectadas a través de una bornera ubicada en la parte interior de la caja de conexiones. Éstas se interconectan entre sí, colocando el gancho en el puente, registrando los valores de mVA y mW. En hoja de prueba arriba mencionada.

Fig. 4.13 Transformador de corriente. Valores de prueba Dada la gran variedad de marcas y tipos de estos equipos y considerando despreciables las pérdidas superficiales de



Página 27 de 41

la boquilla, el criterio utilizado en transformadores de corriente de tensiones menores a 115 kV, es de un factor de potencia aceptable hasta 4% y para tensiones mayores de 115 KV, hasta un valor de 2%, ambos a 20°C. En caso de duda consultar el historial de pruebas del equipo así como los datos proporcionados por el fabricante. 4.5 Interruptores Existe una variedad de interruptores utilizados en los sistemas eléctricos de potencia, en lo referente al medio de extinción del arco, como al mecanismo y accesorios de operación que emplean los diferentes fabricantes, en las diferentes tensiones y capacidades interruptivas. Considerando el medio de extinción, los interruptores se clasifican en:

1. Gran volumen de aceite 2. Pequeño volumen de aceite 3. Aire 4. Gas hexafluoruro de azufre (SF6)

4.5.1 Interruptores en gran volumen de

aceite Un interruptor en gran volumen de aceite consiste en uno o más contactos monopolares, generalmente en grupos de tres en un arreglo para operación simultanea . Los contactos de los polos están localizados dentro de un tanque de aceite y las conexiones de las líneas externas o barras colectoras se hacen a través de boquillas aislantes. El objetivo primordial de las pruebas de aislamiento en este tipo de interruptores, es determinar la condición de estas boquillas debido a que,

desde el punto de vista de aislamiento, las boquillas son la parte mas vulnerable. La mayoría de los interruptores de gran volumen de aceite tienen gran similitud en su construcción, a pesar del fabricante. La mayoría tienen un tanque por polo sin embargo, algunos han sido diseñados con los tres polos en un solo tanque. Los procedimientos de prueba y análisis de resultados siempre serán basados en relación a un polo sin importar el tipo de construcción. En términos simples, la construcción de un interruptor de gran volumen de aceite incluye lo siguiente: 1.- Dos boquillas(por polo) montados en un tanque aterrizado lleno de aceite. 2.- Un ensamble de contacto montado al final de cada boquilla. 3.- Una barra de maniobra o vástago aislado (de madera, fibra de vidrio, etc.), con movimiento vertical o movimiento rotativo para cerrar y abrir los contactos de interruptor. 4.- Un ensamblaje guía para mantener el vástago o varilla alineada adecuadamente durante su operación. 5.- Un volumen de aceite(de acuerdo al tipo de interruptor). Algunos diseños de interruptores incluyen forro para tanque, resistencias de derivación a través del interruptor, y otros componentes auxiliares; sin embargo, los datos de prueba registrados para la mayoría de los interruptores de aceite puede ser fácilmente analizada de acuerdo a los cinco puntos de la lista anterior.

1980 Rev. 020823



Página 28 de 41

Aplicación Un interruptor de gran volumen de aceite contiene un número elevado de aislamientos dentro del tanque de acuerdo a lo indicado en los puntos 3 y 4, a excepción de las boquillas; por lo que al efectuar la prueba de factor de potencia, el método a seguir es aplicar un potencial de prueba a cada una de las seis boquillas del interruptor. Cuando se aplica el potencial de esta manera, no solamente se prueba el aislamiento, también el aceite y los aislamientos auxiliares dentro del tanque, se estabilizan con el campo eléctrico por el potencial de prueba. Las pérdidas medidas serán por lo tanto, las de la boquilla, conectores, partes auxiliares, así como partículas semiconductoras de carbón formadas por la descomposición del aceite cuando se forma el arco, en las superficies de los contactos. Por lo tanto, las pruebas en las boquillas constituyen una prueba indirecta en el aislamiento auxiliar del tanque. Las pérdidas en los aislamientos auxiliares no son las mismas con el interruptor abierto que cerrado, debido a que el efecto del campo eléctrico en el aislamiento auxiliar no es el mismo para ambas condiciones de prueba. En general, se puede decir que las pérdidas en el tanque con el interruptor cerrado difieren de las pérdidas que ocurren cuan-do una boquilla se prueba con el interruptor abierto, por las razones siguientes: El dispositivo de conexión en la parte final de la barra de operación es energizado, alojando la barra en un campo fuerte incrementando las pérdidas; el promedio de este campo se eleva, ya que aumenta el número de partes energizadas. Esto tiende a incrementar las pérdidas de cualquier

aislamiento tal como el aceite, el tanque, etc. Pasos a seguir para efectuar la prueba: a) El interruptor y sus cuchillas laterales se

abren para realizar la prueba con interruptor abierto.

b) El equipo de prueba debe localizarse cercano al interruptor.

c) Debe tomarse toda la información o datos de placa del interruptor y regis-trarse.

d) El gancho del cable de prueba se coloca en la boquilla número 1.

e) El valor de voltaje de prueba se incrementa gradualmente desde cero hasta el voltaje de prueba.

f) Se registran las lecturas de mVA y mW en hoja de prueba SGP-A003-S-008.

g) El factor de potencia se calcula, registra y corrige por temperatura.

h) La corrección por temperatura se realiza utilizando los factores que se indiquen en el manual del equipo de prueba.

i) El procedimiento anterior se repite para las otras cinco boquillas.

Prueba con interruptor cerrado Con el interruptor cerrado la prueba se repite en cada polo, pero únicamente energizando una sola boquilla. Los valores obtenidos en mVA y mW se registran en la hoja SGP-A003-S-008. El factor de potencia se calcula, registra y corrige por temperatura, como en el caso de la prueba con interruptor abierto.

1980 Rev. 020823



Página 29 de 41

Criterio para análisis de resultados La comparación de las pérdidas obtenidas en la prueba con el interruptor cerrado y la suma de las pérdidas del mismo tanque con el interruptor abierto, se utilizan para analizar las condiciones del aislamiento. Por ejemplo, al efectuar las pruebas a un interruptor se obtienen los valores de la tabla Tabla 4.9 . Análisis de resultados obtenidos Para el análisis invariablemente las pérdidas en mW se toman con signo (-) con

interruptor abierto y con signo (+) con interruptor cerrado. Análisis de las pruebas en el tanque No. 1 Pueden considerarse como normales los valores obtenidos en las boquillas no. 1 y 2, en la prueba con el interruptor abierto. Cuando el interruptor está cerrado, en este tanque las pérdidas en mW son más altas que la suma de las pérdidas en las boquillas no. 1 y 2.

Tabla 4.9 Pruebas a interruptores en gran volumen de aceite.

BOQUILLA kV mVA mW %. F.P. COND. AISLAM.

DIF. EN mW

1 2.5 530 7 1.3 G 2 2.5 530 7 1.3 G 3 2.5 575 50 8.7 I 4 2.5 530 6 1.1 G 5 2.5 555 59 10.6 I 6 2.5 560 61 10.9 I

TANQUE 1 2.5 1200 64 5.2 XI +50 TANQUE 2 2.5 1110 60 5.4 XG +4 TANQUE 3 2.5 1060 24 2.3 XI -96

NOTAS:

b) En miembros de madera, aceite, etc. a) En boquillas y aislamientos. XG = ### Bueno G = Bueno XI = Investigar I = Investigar

1980 Rev. 020823



Página 30 de 41

1980 Rev. 020823

Por lo tanto, los valores obtenidos en la diferencia de las pérdidas nos dan una indicación que las boquillas están buenas y que habrá que investigar las condiciones del aceite, o bien revisar el aislamiento auxiliar del tanque y las barras de maniobra de levantamiento de contactos, así como las guías de dichas barras. Análisis de las pruebas en el tanque No. 2 El resultado de las pruebas indica que la boquilla no. 4 y el aislamiento auxiliar dentro del tanque está en buenas condiciones. La boquilla no. 3 tiene un factor de potencia más alto que lo normal. Esta boquilla debe ser investigada y proceder a retirarla para mayor investigación. Análisis de las pruebas en el tanque No. 3 La suma de las pérdidas con el interruptor abierto son más altas que las pérdidas con el interruptor cerrado y las pérdidas con el interruptor cerrado son ligeramente menos altas que lo normal. Lo que indica dos cosas: que los ensambles guías o que el aislamiento de contacto de ensamble están considerablemente deteriorados. Este aislamiento se deberá investigar. En base al análisis efectuado en el ejemplo anterior y debido a las experiencias en el campo, se puede considerar que cuando la diferencia entre la suma de la pérdidas por tanque en las pruebas del interruptor abierto y las pérdidas de las pruebas por tanque con el interruptor cerrado tomadas con su signo característico son:

Diferencias de pérdidas entre interruptor cerrado y abierto ENTRE + 9 a +16 mW

• Investigar en próximo mantenimiento: Barra de maniobra, aceite del tanque, aislamiento del tanque, aislamientos de contacto auxiliares. Mayor de + 16 mW

• Investigar tan pronto sea posible: Barra de maniobra, aceite del tanque, aislamiento del tanque, aislamientos de contactos auxiliares. Entre -9 a -16 mW

• Investigar en próximo mantenimiento: Ensamble de guía, aislamiento del ensamble de contactos. Mayor de - 16 mW

• Investigar tan pronto sea posible: Ensamble de guía, aislamiento del ensamble de contactos. Estos límites establecidos se aplican a la mayoría de los tipos de interruptores. Algunos tipos de interruptores tienen estos límites muy bajos o muy altos, ya que los elementos aislantes de madera, porcelana o cualquier otro material, hacen que las pérdidas entre el interruptor abierto y cerrado sean muy grandes. En otros tipos de interruptores de 115 kV o mayores, tienen multicontactos en la parte inferior de cada boquilla y usan una



Página 31 de 41

resistencia graduada para distribución de voltaje. En las pruebas del interruptor abierto las pérdidas en estas resistencias pueden ser medidas, pero en la prueba con el interruptor cerrado la resistencia se pone en corto circuito. La suma de las pérdidas con el interruptor abierto pueden, en todo caso, ser mucho más altas que las pérdidas con el interruptor cerrado sin indicar una condición anormal. 4.5.2 Interruptores de pequeño volumen

de aceite La aplicación de estos interruptores ha sido generalizada a tal grado, que actualmente se tiene un gran número de ellos en servicio. Por lo general estos interruptores utilizan un solo contacto por polo para abrir el circuito, en rangos de voltaje hasta 115 kV y el uso de multicontactos para rangos mayores de este voltaje ver Fig. 4.15. En la Fig. 4.14 se muestra el circuito de prueba para este tipo de interruptores; las pruebas se realizaran de acuerdo a la hoja de prueba correspondiente, según el número y disposición de los contactos por polo SGP-A003-S-009, SGP-A003-S-010, SGP-A003-S-011 y SGP-A003-S-012.

Fig. 4.14 Circuito representativo de un

interruptor en pequeño volumen de aceite de un solo contacto.

4.5.3 Interruptores en aire Estos interruptores se emplean generalmente en voltajes mayores de 69 kV y utilizan como medio de extinción del arco soplo de aire a presión en sus cámaras. Normalmente tienen en la parte inferior sus depósitos de aire y a través de válvulas neumáticas permiten la conducción del aire a las cámaras de extinción a través de las columnas soportes. En cuanto a los mecanismos de operación para la apertura y cierre de contactos, existen variantes de un fabricante a otro, ya que algunos utilizan mecanismos hidráulicos, neumático, resorte y de efecto combinado.

En relación con la interpretación de resultados, se deberán comparar con los datos contenidos en el historial del equipo, así como el de interruptores similares. Referente al capacitor de potencia, este valor obtenido durante la prueba, se deberá comparar con el que describe la placa de datos.

1980 Rev. 020823



Página 32 de 41

Dependiendo de la tensión que se utilice varía el número de secciones de columnas polares, y de cámaras.

Normalmente este tipo de interruptores utilizan multicontactos por polo, para su conexión o desconexión del sistema, por lo que el procedimiento de prueba para éstos será el descrito en el punto 4.5.2; cuando por la tensión cada polo cuente con más de una columna polar, deberán efectuarse pruebas a cada una de ellas aislándolas entre sí, como se muestra en la Fig. 4.16. Fig. 4.15 Circuito representativo de un

interruptor en pequeño volumen de aceite multicontacto.

Las pruebas se realizaran de acuerdo a la hoja de prueba correspondiente, según el número y disposición de los contactos por polo SGP-A003-S-009, SGP-A003-S-010, SGP-A003-S-011 y SGP-A003-S-012.

Así mismo, estos interruptores utilizan normalmente, multicontactos para su conexión o desconexión del sistema.

La mayoría de los interruptores de este tipo, son de tanque vivo, es decir, la envolvente de la(s) cámara(s) de extinción no esta aterrizada, por lo que el único aislamiento susceptible de medirse, sería el que se encuentra entre los contactos, cuando el interruptor está abierto, es decir, el gas SF6, más la tobera de soplado . Cuando el interruptor se encuentra cerrado, la única posibilidad de camino para las corrientes de fuga es a través de la barra de maniobra (o de mando), si estuviera contaminada.

El procedimiento de prueba para estos interruptores es el mismo utilizado en los interruptores en pequeño volumen de aceite con multicontactos descritos en el punto 4.5.2., las pruebas se realizaran de acuerdo al número y disposición de los contactos por polo SGP-A003-S-009, SGP-A003-S-010, SGP-A003-S-011 y SGP-A003-S-012.

Considerando que el gas SF6 en operación, debe tener un punto de rocío de –35° C como máximo, es decir debe estar seco, la aplicación de ésta prueba de factor de potencia, para determinar el estado del gas como aislamiento, no tiene sentido, sobre todo, si se considera que la constante dieléctrica del gas como aislante, es muy alta, permitiendo el paso de más flujo dieléctrico.

4.5.4 Interruptores en hexafluoruro SF6 Este tipo de interruptores se emplean actualmente en forma generalizada en todos los niveles de tensión, esto es desde 13.8 hasta 400 kV. El gas de hexafluoruro de azufre (SF6) es utilizado como medio aislante y extintor. Pueden ser de operación tripolar o monopolar, con mecanismo hidráulico, neumático, resorte y de efecto combinado. La única manera de que se contamine la

barra de mando y esta se vuelva

1980 Rev. 020823



Página 33 de 41

1980 Rev. 020823

conductora, es por residuos de descomposición del gas, depositados sobre la barra. Sin embargo, la presencia de estos es determinada mediante la medición de los mismos, por procedimientos químicos. Por lo antes expuesto y considerando el principio de la prueba para la determinación del estado del aislamiento, la prueba del factor de potencia no es representativa, pudiendo utilizarse en este caso otro tipo de pruebas, para evaluar las condiciones operativas del gas SF6. Para el caso de interruptores multicámara (multicontacto), que utilicen capacitores de potencia en paralelo con las cámaras, para la distribución del campo eléctrico; cuando no se cuente con equipos de medición de capacitancia, se puede utilizar el probador de factor de potencia, para medir esta capacitancia. Cuando se trate de interruptores de tanque muerto, ésta prueba solo se aplica para

medir las corrientes de fuga en las boquillas. 4.5.5 Interruptores en vacío Los interruptores en vacío, son utilizados hasta tensiones de 34.5 kV. Su construcción consisten básicamente de 3 cámaras de extinción independientes, accionados los contactos móviles por un solo mecanismo, y alojado todo el conjunto en un gabinete metálico; las conexiones del interruptor al circuito de tensión de operación, se hace a través de boquillas, manufacturadas en material a base de resinas. En lo referente al aislamiento, se hacen las mismas consideraciones que para los interruptores aislados en gas SF6, y por lo tanto también se utiliza el mismo criterio para la aplicación de la prueba de factor de potencia, es decir, solo es aplicable para la medición de las corrientes de fuga en las boquillas.



Página 34 de 41

Fig. 4.16 Diagrama esquemático de interruptores en hexafluoruro SF6. 4.6 Apartarrayos La función de un apartarrayo es limitar los frentes de ondas de voltaje generadas por maniobras o descargas atmosféricas; al realizar esta función es evidente que el apartarrayo debe poder soportar continuamente el voltaje normal de operación del sistema. Una prueba completa en apartarrayos debería entonces determinar las características de onda y frecuencia. Las pruebas de onda involucran una gran cantidad de equipos, por lo que normalmente no se hace en campo. Las pruebas de factor de potencia han tenido éxito en la gran variedad de apartarrayos para localizar aquéllos que podrían fallar bajo esfuerzos de voltajes de operación. Cualquier apartarrayo de las marcas más conocidas, ya sean de estación o de línea, está constituido por explosores (gaps) y elementos de válvula, los cuales están alojados en una porcelana. De hecho cada unidad es un apartarrayo independiente.

Todos emplean elementos explosores en serie con resistencias en derivaciones para proteger los explosores y proporcionar voltajes uniformes. Los elementos de válvula utilizan materiales con características no lineales tales como sodios, carburos y silicios, de tal manera que reducen su resistencia eléctrica cuando el voltaje y la corriente aumentan. El objetivo de efectuar la prueba de factor de potencia en apartarrayos es descubrir, a través de los valores de pérdidas en mW, los efectos producidos por la contaminación en el gap o suciedad en los elementos autovalvulares, humedad, óxidos metálicos, así como corrosión en el gap, porcelanas despostilladas o porosas. El análisis de las pruebas de apartarrayos se basa normalmente en los valores de las pérdidas en mW. (ver Fig. 4.17). Los valores de la prueba se registraran en las hojas de prueba SGP-A003-S-013, SGP-A003-S-014, SGP-A003-S-015 Y SGP-A003-S-016.

1980 Rev. 020823



Página 35 de 41

Cuando se trate de apartarrayos constituidos por tres o más secciones se tiene la opción de variar el procedimiento de prueba, aterrizando el conector de alta tensión, sin desconectar el conductor. Las conexiones del equipo probador se harán como se indica en las hojas de prueba correspondiente. Debido a la gran variedad de elementos que existen en el mercado con diferentes fabricantes, se dificulta la normalización de los valores de aceptación. A pesar de la gran variedad que existe, se han podido analizar algunos resultados de las pruebas, obteniendo que los tipos de defectos más comunes en los apartarrayos cuando las pérdidas son más altas que lo normal son: contaminación por humedad, suciedad o polvo depositado dentro de la superficie inferior de los faldones de la porcelana, o bien una contaminación de la

superficie exterior del sello del gap dentro de la porcelana, gaps corroídos, depósitos de sales de aluminio aparentemente causadas por la interacción entre la humedad y productos resultantes por efecto corona y porcelana quebrada. Estas causas son responsables del incremento en los valores de pérdidas respecto a los valores normales. Las pérdidas pueden ser restauradas a valores normales con la limpieza de las superficies contaminadas. Se han obtenido pérdidas más bajas de lo normal en los casos de unidades que tiene rotos los resistores shunt, así como en apartarrayos cuyo circuito está abierto, causado por rotura de los elementos de preionización. Normalmente es recomendable que las reparaciones en los sellos de los gaps no se intenten en campo.

1980 Rev. 020823



Página 36 de 41

Fig. 4. 17 Apartarrayos.

1980 Rev. 020823



Página 37 de 41

Apartarrayos de cuatro secciones.

Tabla de conexiones

PRUEBA ENERGIZAR TIERRA ELEMENTO MEDIDO

1 1 2 A 2 2 3 B 3 3 4 C 4 4 5 D 5 1 5 A+B+C+D

Una estimación inapropiada de pérdidas externas puede llevar a una determinación que no sea altamente confiable; la misma condición existe para cables multiconductores no blindados, en estos casos por medio de la prueba en UST es posible hacer mediciones de factor de potencia y en estas condiciones se estará midiendo el aislamiento entre conductores. Esto se nota en una prueba de UST, en donde un circuito de guarda aterrizado se utiliza para drenar del circuito de medición, cualquier corriente que pase entre la prueba y tierra.

Algunos tipos de cables están parcialmente blindados, cubiertos de asbesto sobre cables no blindados, son semiconductores en condiciones de humedad moderadamente alta, por lo cual su aislamiento es muy pobre. Algunas cubiertas se impregnan con grafito, el cual es un aislamiento efectivo, pero éste no tiene una resistividad apreciable, además no es uniforme. En cualquier aislamiento, las pérdidas se producen por corriente de carga del cable. El aumento de pérdidas depende de la resistividad del aislamiento y de la distancia entre los puntos del aislamiento y tierra. Las pérdidas causan un aparente incremento en el factor de potencia del aislamiento del cable y deben tomarse como resultados al hacer el análisis. Afortunadamente en las pruebas en puntos establecidos de cables parcialmente blindados y no blindados, se usa en la mayor parte un bajo voltaje.

Valores de prueba El análisis de las pruebas de apartarrayos se basa normalmente en los valores de las pérdidas en mW. Sin embargo los valores obtenidos de perdidas, deberán compararse con los valores registrados en los historiales de pruebas y con los resultados de equipos similares. 4.7 Cables de potencia La prueba de factor de potencia a cables se aplica a longitudes cortas, pudiendo ser éste un cable para transmitir la energía de un generador a un transformador elevador. Los resultados de las pruebas pueden verse afectados por diversos factores si no se toma la precaución de investigarlos antes de interpretarlos. Cuando se hace una prueba en un cable no blindado, la medición no se refiere únicamente al aislamiento del cable, ya que incluye materiales que le rodean, como son ductos de fibra. Las pérdidas en los materiales extraños no son inherentes al aislamiento del cable, pero se incluyen en la medición.

Muchos cables con rangos de operación superiores a 5 kV están blindados metálicamente, su aislamiento se confina con dicha pantalla. El factor de potencia medido debe considerarse como el promedio de factor de potencia de cada longitud elemental de aislamiento. Ver Fig. 4.18 y 4.19.

1980 Rev. 020823



Página 38 de 41

1980 Rev. 020823

Si una sección de cable aumenta en factor de potencia, el alto factor de potencia de dicha sección puede ser promediado con el factor de potencia normal del cable. El efecto del alto factor de potencia en la sección depende en parte de la longitud total donde se encuentre la sección. La habilidad para detectar una falla disminuye al aumentar la longitud de cable bajo prueba. Las pruebas no deben considerarse confiables para detectar fallas locales en cables con unos cuantos cientos de metros en longitud, por lo tanto, las pruebas deberán auxiliarse en indicaciones generales de deterioración, basadas en comparación de pérdidas y factor de potencia de varias longitudes de cable con resultados de pruebas iniciales. Los valores de prueba obtenidos deberán registrarse en la hoja SGP-A003-S-006. En la actualidad existen otros métodos más confiables para probar el aislamiento y terminales de los cables de potencia, utilizando un equipo probador de rigidez dieléctrica de aislamiento ( High-Pot )

probando el aislamiento al porcentaje que indique el fabricante.

Fig. 4.18 Circuito de prueba para cables.



Página 39 de 41

Tabla de conexiones

PRUEBA ENERGIZAR ATERRIZAR PARTE MEDIDA

1 A B+C A

2 B A+C B

3 C A+B C

4 A+B+C A+B+C

Fig. 4.19 Circuito de prueba para un conductor trifásico.

1980 Rev. 020823



Página 40 de 41

Valores de prueba A continuación se dan a conocer algunos valores de factor de potencia que podrán servir como guía para tomar un criterio en la interpretación de los resultados de pruebas que se lleven a cabo, de acuerdo con el tipo de aislamiento y voltaje del cable de que se trate.

Aislamiento tipo Butilo hasta 15 kV

Hasta 3%

Aislamiento tipo Dacrón Vidrio 5 kV

Hasta 6%

Aislamiento tipo papel y aceite de 34.5 kV

Hasta 1%

Aislamiento tipo papel y aceite de 69 a 230 kV

Hasta 1%

Aislamiento tipo Polietileno hasta 15 kV

Hasta 1%

Aislamiento tipo Hule 15 kV Hasta 6 %

Aislamiento tipo Barniz Cambridge hasta 15 kV

Hasta 5%

Mufas o conos de alivio Este equipo puede considerarse para fines de prueba, como una boquilla, ya que la prueba se resume a utilizar el método del circuito de prueba de collar caliente. Se debe tomar en cuenta que para mufas llenas de compound, valores altos de pérdidas en mW indican que existe humedad y valores anormalmente bajos indican cavidades o falta de compound. Para mufas llenas con aceite, se debe tomar el mismo criterio que para boquillas.

Los valores de prueba obtenidos deberán registrarse en la hoja SGP-A003-S-006. 4.8 Aceite aislante Probablemente la prueba de factor de potencia, sea la más importante a efectuar al aceite, ya que nos da una idea muy clara de su deterioro y contaminación. El factor de potencia es la medida del coseno del ángulo de fase o el seno del ángulo de pérdidas, de acuerdo con la teoría de los dieléctricos. En lo químico es la medición de la corriente de fuga a través del aceite, la cual la convierte en una medición de la contaminación o deterioro de dicho aceite; esto depende de una acción bipolar y afortunadamente la mayoría de los contaminantes son de naturaleza polar, mientras que el aceite no lo es. Para probar el factor de potencia al aceite, se utiliza una celda especial, la cual es esencialmente un capacitor que utiliza como dieléctrico el aceite bajo prueba. Procedimiento de prueba Debe tenerse especial cuidado de que la muestra sea efectivamente la representativa, para lo cual debe purgarse suficiente aceite de la válvula de muestreo del equipo que se esté probando, para que cualquier suciedad o agua acumulada en esta válvula sea drenada antes de llenar la celda. Las burbujas de aire, agua y materiales extraños son la causa usual de ruptura dentro de la celda. Por lo tanto, después de obtener la muestra, ésta debe dejarse reposar por un tiempo aproximado de cinco minutos, durante el cual el aire atrapado podrá escapar y las partículas de material extraño se depositarán en el fondo de la celda.

1980 Rev. 020823



Página 41 de 41

Se debe llenar la celda con el aceite a probar, hasta una altura aproximada del tope superior; hecho esto se cubre con su tapa y se asegura para que ésta quede ajustada apropiadamente; enseguida se coloca la celda en una base firme y nivelada, evitando así que la superficie del líquido quede a desnivel. Las conexiones de la celda al aparato de prueba se efectúan de acuerdo al diagrama

mostrado en la Fig. 4.20. Los valores de prueba obtenidos deberán registrarse en la hoja SGP-A003-S-006, o en la propia hoja de prueba del equipo de transformación, que se esté probando.

Fig. 4.20 Circuito de prueba.

1980 Rev. 020823

SGP-A003-S-001COORDINACION DE TRANSMISION


NOMBRE SE. STT CLAVE FECHA

TRANSFORMADOR % IMPEDANCIA TEMP. AMBIENTE OC

TEMP. MAX. DEL ACEITE OC CONDICIONES METEOROLOGICAS % HUMEDAD

MARCA SERIE No. TIPO / CLASE KV

KVA B 0 MARCA TIPO No. SERIE CATALOGO KV AMP

ALTA TENSION KV Q U

BAJA TENSION KV I L

TERCIARIO KV L A

EQUIPO DE PRUEBA : MARCA SERIE No. MODELO No.

FACTOR DE CORRECCION:CONDICIONES

AISLAMIENTO AISLAMIENTO B=BUENO

M=MALOENERGIZADO I = INVESTIGAR

GROUND

GUARDA C H

GROUND

GUARDA C X

UST

UST CHX

EXCELENTE < NUEVO 0.05 %

LIMITE < BUENO 0.5 %

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

PRUEBA ACEITE UST TEMP. ACEITE OC

OBSERVACIONES

MOTIVO DE PRUEBA

VER TABLAS DE MULTIPLICADORES

PROBADO POR REVISADO POR NO. REPORTE

0.5 %

CHX (PRUEBA 3- PRUEBA 4)*RESULTADOS CALCULADOS

*MVA Y MW DEBERAN COMPARARSE CON

CHX(PRUEBA 1-PRUEBA 2)

ACEITE

FACTOR DE POTENCIAAQUELLOS PARA CHX

X1

COND. DE

AISLAMIENTOBOQUILLA

SERIE No.MODO KV

CAPACITANCIA

(PICOFARADIOS)MEDICION

XO

X2

H2

H3

X3

DE DOS DEVANADOS

H1

ALTA

ALTA

ALTA

MILIVOLTAMPERESLECTURA DE

ALTA

CORR

FACTOR DE

AÑO DE FABRICACION

MVAMULTIPLICADOR MULTIPLICADOR M W MEDIDO

MEDIDO

%

20 OCMEDICION

MEDIDA

%

POTENCIA

P R U E B A S D E B O Q U I L L A S

A 20 OC

LECTURA DE

MILIWATTSNo.

1.0 %

1

PBA

BAJA

BAJA

ALTA

LINEA

3

2

BAJA

TRANSFORMADOR

5

4

M W 20 OC

MILIWATTSPRUEBA

MODO KV MVAMULTIPLICADOR

BAJA

PRUEBA

FACTOR DE POTENCIA

A 20 OC

6 BAJA

BAJA EN UST

ALTA EN UST

DEVANADO DEVANADOA TIERRA

DEVANADOA GUARDA

P R U E B A S C O N A C E I T E Y B O Q U I L L A S

(PF)

POTENCIA

MEDICION


MEDICION CORRLECTURA DE

MULTIPLICADOR

PROBADO MEDIDACAPACITANCIAFACTOR DE

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A T R A N S F O R M A D O R

A

LECTURAS EQUIVALENTES 10 KV

LECTURAS EQUIVALENTES 10 KVCONEXIONES PARAPRUEBA

PRUEBA

A

A




TRANSFORMADOR % IMPEDANCIA TEMP. AMBIENTE OC




ALTA TENSION KV Q U

BAJA TENSION KV I L

TERCIARIO KV L A





TERCIARIO GUARDA

GUARDA C H

GUARDA

GUARDA C X

GUARDA

GUARDA C T

GROUND

EXCELENTE < NUEVO 0.05 %

LIMITE < BUENO 0.5 %

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND


OBSERVACIONES

MOTIVO DE PRUEBA




VERIFICACION DEBERA SER IGUAL DE PRUEBAS (CH+CX+CT)

RESULTADOS CALCULADOS PRUEBAS (2+4+6)=PRUEBA 7

CHX( PRUEBA 1- PRUEBA 2)

FACTOR DE

LECTURA DEMULTIPLICADOR M W

20 OC

MILIWATTS

CXT(PRUEBA 3-PRUEBA 4)

ACEITE

0.5 %

CHT (PRUEBA 5- PRUEBA 6)

FACTOR DE POTENCIA

X1

COND. DE

AISLAMIENTOBOQUILLA

SERIE No.MODO KV

CAPACITANCIA

(PICOFARADIOS)MEDICION

Y1

Y2

Y3

XO

HO

X2

H2

H3

DE TRES DEVANADOS

H1

ALTA

ALTA TERCIARIO

TERCIARIO


X3

AÑO DE FABRICACION


MEDIDO

%

ALTA

AQUELLOS PARA CHX

20 OCMEDICION CORR

FACTOR DEMEDIDA

%

POTENCIA

A 20 OC

LECTURA DE

MILIWATTSNo.

1

PBA

BAJA

TRANSFORMADOR

5

4

1.0 %

PRUEBA

BAJA

BAJA

TODOS

TERCIARIO

MULTIPLICADORDEVANADO DEVANADO

A TIERRA

3

2 BAJA TERCIARIO

ALTA

PRUEBA

FACTOR DE POTENCIA

A 20 OC

6

7

LINEA


*MVA Y MW DEBERAN COMPARARSE CON

DEVANADOA GUARDA


MEDICION CORR

MODO KV MVA

POTENCIA

MEDICION

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A T R A N S F O R M A D O R

PROBADO MEDIDACAPACITANCIA

(PF)

BAJA

TERCIARIO ALTA BAJA

ALTA

A



PRUEBA

A

A




AUTOTRANSFORMADOR % IMPEDANCIA TEMP. AMBIENTE OC




ALTA TENSION KV Q U

BAJA TENSION KV I L

TERCIARIO KV L A


FACTOR DE CORRECCIONCONDICIONES



GROUND

GUARD C H X

GROUND

GUARD C T

UST

ALTA EN UST UST

EXCELENTE < NUEVO 0.05 % * MVA Y MW DEBERA COMPARARSELIMITE < BUENO 0.5 % CON AQUELLOS PARA C HX-T

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND


OBSERVACIONES

MOTIVO DE PRUEBA



AÑO DE FABRICACION


MULTIPLICADORA GUARDA


MONOFASICO

POTENCIAMILIVOLTAMPERES

MEDICION

PRUEBA FACTOR DE

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA AA U T O T R A N S F O R M A D O R

(PF)MILIWATTS

CORRLECTURA DE

TERCIARIO

DEVANADOA TIERRA

MODO KV MULTIPLICADOR M WMEDICION

LECTURA DE

6

TERCIARIO3

2 ALTA BAJA

TERCIARIO

DEVANADO

PRUEBA

FACTOR DE POTENCIA

A 20 OC


20 OC

CHX-T (PRUEBA 3 MENOS PRUEBA 4) *

AUTOTRANSFORMADOR

COND. DE

MVA

PBA

1

MVA

TERCIARIO

TERCIARIO

TERCIARIO EN UST

MEDICION

ACEITE

0.5 %

20 OCMEDICION CORR

FACTOR DEMEDIDA

%

POTENCIA

MEDIDO

MEDIDODEVANADO

ALTA BAJA

ALTA

LINEA

No.

5

MULTIPLICADOR

4

Y1

Y2

H1

X1

H0X0

SERIE No.MODO KV

CAPACITANCIA

(PICOFARADIOS)LECTURA DE M W

MILIVOLTAMPERESLECTURA DE MULTIPLICADOR

AISLAMIENTOBOQUILLA

%

A 20 OC1.0 %

ALTA BAJA

ALTA BAJA

FACTOR DE POTENCIA

CHX-T (PRUEBA 1 MENOS P. 2)

MILIWATTS

A


RESULTADOS CALCULADOS


PRUEBA

A

A




AUTOTRANSFORMADOR % IMPEDANCIA TEMP. AMBIENTE OC




ALTA TENSION KV Q U

BAJA TENSION KV I L

TERCIARIO KV L A





GROUND

GUARD C H X

GROUND

GUARD C T

UST

ALTA EN UST UST

EXCELENTE < NUEVO 0.05 % * MVA Y MW DEBERA COMPARARSELIMITE < BUENO 0.5 % CON AQUELLOS PARA C HX

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

C1 UST

C2 GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND

COLLAR GROUND

PRUEBA ACEITE TEMP. ACEITE OC

OBSERVACIONES

MOTIVO DE PRUEBA



POTENCIAMILIVOLTAMPERES

TRIFASICO



MILIWATTSPRUEBAP

BFACTOR DE

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA AAUTOTRANSFORMADOR

(PF)MEDICION

LECTURA DEMEDICION

CORRM W

20 OC

LECTURA DEMULTIPLICADORMVA

DEVANADO DEVANADOA TIERRA A GUARDA

MULTIPLICADORMODO KV

TERCIARIO

TERCIARIO

TERCIARIO

A

1

3

2

DEVANADO

ALTA BAJA

ALTA BAJA

ALTA BAJA

4

TERCIARIO

MILIVOLTAMPERES

ALTA BAJA

PRUEBA

FACTOR DE POTENCIA

A 20 OC

TERCIARIO

TERCIARIO EN UST

6

AÑO DE FABRICACION


MEDIDO

%

1.0 %

20 OC

CHX-T (PRUEBA 1 MENOS P. 2)

KVMEDICION

CORR

CHX-T (PRUEBA 3 MENOS PRUEBA 4) *

FACTOR DE POTENCIA0.5 %

MEDIDA

%

POTENCIA

ALTA

LINEA

No.

5

AUTOTRANSFORMADOR

H0X0

X1

BOQUILLA

SERIE No.

Y1

X3

X2

H1

H3

ACEITE

Y3

MILIWATTSFACTOR DE

Y2

LECTURA DE


A 20 OC

CAPACITANCIA COND. DE

AISLAMIENTO

MODO

H2

(PICOFARADIOS)LECTURA DEMEDICION

A


RESULTADOS CALCULADOS


PRUEBA

A

A



NOMBRE S.E. STT CLAVE FECHA

REACTOR IMPEDANCIA TEMP.AMBIENTE

TEMP. MAX. DEL ACEITE CONDICIONES METEOROLOGICAS % HUMEDAD

AÑO DE FABRICACIÓN SERIE No. TIPO / CLASE KVA KV

LITROS DE ACEITE

MARCA

Y

FECHA ULTIMA PRUEBA

EQUIPO DE PRUEBA : MARCA: NO. SERIE MODELO:

PRUEBA

ENERGIZADO

OBSERVACIONES


PROBADO POR REVISADO POR NO.REPORTE

ALTA TENSION KV

MULTIPLICADORMVA M W

MILIVOLTAMPERES MILIWATTS

LECTURA DEMEDICION

PB

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A REACTORES

AMULTIPLICADOR

SELEC.KVDEVANADO

A TIERRADEVANADO

MEDICIONCORR

MEDIDO20 OC

PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA

GROUND

LECTURA DE

%FACTOR DEPOTENCIA

BUSHING H5

1 BUSHING

1 ALTA TANQUE

PRUEBAS DE COLLAR CALIENTE A BOQUILLAS

5

6

2do. FALD.

2do. FALD.2

3

4

2do. FALD.

2do. FALD.

2do. FALD.

BUSHING

GROUND

GROUNDBUSHING

BUSHING

BUSHING

2do. FALD.

BUSHING H2

S. No.

BUSHING

GROUND

GROUND

GROUND

GROUND

TIPO:

BUSHING H1 BUSHING H3

M=MALO

I = INVESTIGAR D= DETERIORADO

BUSHING H6BUSHING H4

CAPACITANCIA

MEDIDA

(PF)

CONDICIONES

AISLAMIENTO B=BUENO


PRUEBA A

A

T. B. T. ( LV )

T. A. T. ( LV )

H1 H2 H3F.P.

1 00 3 0

2 0

DEVANADOCH

EL TANQUE DEBE ESTAR ATERRIZADO

SGP-A003-S-006

A.T.T. FECHA

SUBESTACION TEMP. AIRE TEMP. ACEITE

EQUIPO PROBADO CLIMA % HUMEDAD

DATOS DE PLACA FECHA DE ULTIMA PRUEBA

ULTIMA PRUEBA HOJA No.

123456789

1011121314151617181920212223242526272829

OBSERVACIONES

BOQUILLAS-AISLAMIENTO, ETC. PIEZAS DE MADERA ACEITE, ETC. DEVANADOS

B - BUENO B - BUENO B - BUENOM - MALO M - MALO M - MALOI - INVESTIGAR I - INVESTIGAR I - INVESTIGARR - REMOVER R - REMOVER R - REMOVER

______________________ REVISADO POR NO. REPORTE

CAPACITANCIA MEDIDA

(PICOFARADIOS)MEDIDO

K V% F.P.

MILI AMPERES

LECTURA DE MEDICION

MULTIPLI CADOR WATTS

PROBADO POR

GUIA PARA EL ESTADO DE AISLAMIENTO

CORREGIDO

LECTURA EQUIVALENTE A 10 KV

MICROAMPERES WATTS

LECTURA DE MEDICION

MULTIPLI CADOR

No.NUMERO

DE SERIE

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A TRANSF. POTENCIAL CON DOS BOQUILLAS Y CABLES DE POTENCIA

COORDINACION DE TRANSMISSIONY TRANSFORMACION




STT NOMBRE S.E. TRANSF. POT. No. FECHA

DATOS DE PLACA : MARCA : TIPO : SERIE No KV. NOM.

MARCA : TIPO : SERIE No KV. NOM.

MARCA : TIPO : SERIE No KV. NOM.



ANT. ACT.

INTERPRETACION DE RESULTADOS OBSERVACIONES

PROBADOPOR: REVISADO POR: No. REPORTE

FA

GROUND

GROUND

1 P1 , P2 S1,S2,S3,S4

POTENCIAL

F A

FB

FC

REL. NOM. AISL.

REL. NOM. AISL.

REL. NOM. AISL.

CS-CPS2 S1,S2,S3,S4 P1 , P2 GROUND

CP-CPS

2

P1 , P2 S1,S2,S3,S4 GROUND

S1,S2,S3,S4 P1 , P2 GROUND

1

FC

GROUND

P R O C E D I M I E N T O D E P R U E B AM I L I V O L T A M P E R M I L I W A T T S

CAPACITANCIAPRUEBA

BUSHINGS

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA TRANSFORMADORES DE

SGP-A003-S-006A

MEDIDAPLACA

MVA ó M W ó

M A W

CONEXIONES DE PRUEBA

X OC

FB

1

2

MIDE

CP-CPS

CS-CPS

P1 , P2 S1,S2,S3,S4

S1,S2,S3,S4 P1 , P2

% F. P.

A A 20 OC

CP-CPS

CS-CPS

LECT MULT LECT MULTT.A.T T.B.T SELECTOR KVPRUEBA

NOTA: TAMBIEN REALIZAR LA PRUEBA DE COLLAR CALIENTE, CONEC- TANDO T.A.T. AL 2do FALDON Y T.B.T. A P1.

CPS

CSS

CPP

S3S1 S2P2

F . P .

1 00 3 0

2 0

T. B. T. ( LV )S4

P1

T. A. T. ( HV )

N O T A

COORDINACION DE TRANSMISION R-PBO-BSS-04-02-F12


STT NOMBRE S.E. TRANSF. POT. No. FECHA

F A MARCA : TIPO : SERIE No: REL. NOM. AISL. KV. NOM.

FB MARCA : TIPO : SERIE No: REL. NOM. AISL. KV. NOM.

FC MARCA : TIPO : SERIE No: REL. NOM. AISL. KV. NOM.



ANT. ACT.


PROBADO POR REVISADO POR No. REPORTE

2 S1,S2,S3,S4 P1 , P2 GROUND CS-CPS

GROUND CP-CPS

FC

1 P1 , P2 S1,S2,S3,S4


FB

1 P1 , P2 S1,S2,S3,S4 GROUND CP-CPS


GROUND CP-CPS

FA

1 P1 , P2 S1,S2,S3,S4

W X OC PLACA MEDIDA

M I L I W A T T S % F. P.CAPACITANCIA

MVA ó M W óA A 20 OC

BUSHINGSPRUEBA


MIDE

M I L I V O L T A M P E R

M A

P R O C E D I M I E N T O D E P R U E B A

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA TRANSFORMADOR DE POTENCIAL

INDUCTIVO

LECT MULT LECT MULTT.A.T T.B.T SELECTOR KVPRUEBA

CPS

CSS

CPP

S3S1 S2P2

F . P .

1 00 3 0

2 0

T. B. T. ( LV )S4

P1

T. A. T. ( HV )

N O T A

COORDINACION DE TRANSMISION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA SGP-A003-S-007

Y TRANSFORMACION DEL AISLAMIENTO AGERENCIA DE SUBESTACIONES Y LINEAS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL CAPACITIVO

Instalación: FechaNomenclatura: Humedad Relativa:Marca: Tipo: No Serie: Temp.Amb:Tensión Nom. Relación: Factor Corrección:

Equipo de prueba: Marca: Tipo: No serie:Motivo de la Prueba:

Procedimiento de prueba: No. Serie Modulo 1:

Capacitancia de Placa

No. Serie Modulo 2:


Capacitancia de placa Total:

Capacitancia de placa de C2

mA= 100% / E %

Conversión de valoresMEU M2H

mAmW x 62.5= W

Conexiones de Prueba KV Lecturas Equivalentes a 2.5 y 10 Kv % F.C.=

Pba. m V A m A u A mW W Factor de Pot.

Pba Esc. Lectura multipli- mVA, (+/-)Lectura multipli- (+/-) mW (+/-) F.P. (+/-)F.P. Capacitancia medida Cap. Calc.

% Medición cador mA, uA Medición cador W medido Corr.20ºC Lectura Mult. pF.LEIDOS K x mA ó mVA

1-N 10 12.4 0.1 1.23 20.2 0.2 0.05 0.41 0.00 30.7 10 313 325

1- I ### 12.1 -19.7 31.8 03.8%

2-N 10 12.4 0.1 1.23 20.2 0.2 0.05 0.41 0.00 30.9 10 312 325

2- I ### 12.1 -19.7 31.5 04.0%

3-N 0.8 19.3 0.2 3.87 2.4 0.1 0.16 0.40 0.00 102.0 20 2,047 2,053

3- I ### 19.4 0.7 102.7 00.3%

4-N 14- I

Evaluación:

Realizó : Revisó :

1061.002652.585305.10

Ground

265.2510 kV5 kV

2.5 kV1 kV

0.5 KV

Ground

Ground

Para cambio de escala

C

C

Tierra

A

B

S/T

4.-Desconecte "C"

Mide

A B Ground 1

Constantes para calculo de capacitancia a diferentes,

voltajes en M2H

mVA x625=

530.51

T

2

1.- Desenergize el capacitor desconectando la linea de potencia

CAPACITANCIA ( mVA X 0.424 en MEU 2 . 5 kV)( mA X 265.25 en M2H 10 kV ) \ (mA X 1061 en M2H 2.5 KV)

HV LV Posición

2.- Cierre los Switchs de tierra S1 y S2

1

2

A

B

C1

C2

C

s

A equipo de carrier A equipo de

potencial y ajuste

COORDINACION DE TRANSMISION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA SGP-A003-S-007

Y TRANSFORMACION DEL AISLAMIENTO AGERENCIA DE SUBESTACIONES Y LINEAS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL CAPACITIVO

Instalación: FechaNomenclatura: Humedad Relativa:Marca: Tipo: No Serie: Temp.Amb:Tensión Nom. Relación: Factor Corrección:

Equipo de prueba: Marca: Tipo: No serie:Motivo de la Prueba:

Procedimiento de prueba: No. Serie Modulo 1:


No. Serie Modulo 2:


No. Serie Modulo 3:


No. Serie Modulo 4:


Capacitancia de placa Total:

Capacitancia de placa de C2

mA= 100% / E %

Conversión de valoresMEU M2H

mAmW / 62.5= W

Conexiones de Prueba KV Lecturas Equivalentes a 2.5 y 10 Kv % F.C.=

Pba. m V A m A u A mW W Factor de Pot.

Pba Esc. Lectura multipli- mVA, (+/-)Lectura multipli- (+/-) mW (+/-) F.P. (+/-)F.P. Capacitancia medida Cap. Calc.

% Medición cador mA, uA Medición cador W medido Corr.20ºC Lectura Mult. pF.LEIDOS K x mA ó mVA

1-N C1+C2 10 12.4 0.1 1.23 20.2 0.2 0.05 0.41 0.00 30.7 10 313 325

1- I F flota. ### 12.1 -19.7 31.8 03.8%

2-N C2 10 12.4 0.1 1.23 20.2 0.2 0.05 0.41 0.00 30.9 10 312 325

2- I ### 12.1 -19.7 31.5 04.0%

3-N C1 0.8 19.3 0.2 3.87 2.4 0.1 0.16 0.40 0.00 102.0 20 2,047 2,053

3- I ### 19.4 0.7 102.7 00.3%

4-N 14- I

5-N 25- I

6-N 36- I

7-N E a tierra 0.8 24.8 0.2 4.84 29.4 1 0.20 0.41 0.00 91.4 20 2,062 2,568

7- I F a flot. ### 23.6 -29.0 114.8 19.7%

Evaluación:


CAPACITANCIA ( mVA X 0.424 en MEU 2 . 5 kV)( mA X 265.25 en M2H 10 kV ) \ (mA X 1061 en M2H 2.5 KV)

HV LV Posición

5.-Las pruebas 1,2 y 3 se deberan efectuar a 1 KV Max.en escala de 50 %6.-Las pruebas 4,5,6 y 7 seran de investigación si existe un resultado elevado o por puesta en servicio

1.- Desenergize el capacitor desconectando la linea 2.- Sin desconectar la terminal de linea aterrize "A" utilizando una tierra de seguridad.3.- Cierre los Switchs de tierra S1 y S24.-Desconecte "F" y "G"

Mide

F Ground

D

D

G

F

C

C

F

G

B

B

GST Guard

UST

C

C

UST

GST Guard

265.2510 kV5 kV

2.5 kV1 kV

0.5 KV

UST

GST Guard

Para cambio de escala

Constantes para calculo de capacitancia a diferentes,

voltajes en M2H

mVA / 625=

530.511061.002652.585305.10

1

2

3

4

A

C

B

D

E

C1

C2

FG

s

A equipo de carrier A equipo de

potencial y ajuste



STT NOMBRE S.E. T'C No. FECHA

DATOS DE PLACA : MARCA : TIPO : SERIE No: KV. NOM.

MARCA : TIPO : SERIE No: KV. NOM.

MARCA : TIPO : SERIE No: KV. NOM.




PROBO REVISO No. REPORTE

CAPACITANCIA

S1,S2,S3,S4

P1 - P2

P1 - P2 S1,S2,S3,S4

****** GROUNDCP-CPC

VOLTS

DE

PRUEBA

A 20 OC

ACT.

% F. P.

X OC

A

ANT.

GROUND

GROUND


1

FB

1

2

W

FC

P1 - P2

S1,S2,S3,S4

******

MIDE

CP-CPC

P R O C E D I M I E N T O D E P R U E B AM I L I V O L T A M P E R M I L I W A T T S

PRUEBA

MEDIDAPLACA

MVA ó M W ó

M A

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIADEL AISLAMIENTO A

SGP-A003-S-007

****** GROUND

****** GROUND

GROUNDC S C

C S C

C S C

CP-CPC

2

P1 - P2 S1,S2,S3,S4

******

S1,S2,S3,S4 P1 - P2

1

P1 - P2******

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

F A

FB

FC

REL. NOM. AISL.

REL. NOM. AISL.

REL. NOM. AISL.

FA

2 S1,S2,S3,S4

DOBLE

LECT MULT LECT MULTT.A.T. T.B.T. TIERRA SELEC.

NOTA: TAMBIEN REALIZAR LA PRUEBA DE COLLAR CALIENTE.

CS2S1 S3 S4

( L. V. ) T. B. T.

P1

( H. T. ) T. A. T.

P2

F.P.

1 00 3 0

2 0

CSC

S

CPCC

PCP



STT NOMBRE S.E. INTERRUPTOR No. FECHA


KV NOM. AMP. NOM. CAPACIDAD INT. MEDID. EXT.


No. DE OPERACIONES ANTERIOR ACTUAL DIFERENCIA OP. DESDE ULTIMO MANTTO. COMPLETO


HV LV

1 D

2 2 D

3 3 D

4 4 D

5 5 D

6 6 D

1 D

3 D

5 D


PROBADO POR: REVISADO POR: No. REPORTE

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA INTERRUPTOR DE POTENCIA TIPO GVA

C

O

T

R

E

I

B

MVA ó

A

WS E R I ENo. M AZAR

GROUND

GROUND

GROUND

GROUND

DO

A

1

T A N Q U E N o. 1

TA N Q U E N o. 2

T A N Q U E N o. 3

ERR

Y TRANSFORMACION

1, 2 - D

3, 4 - D

3 D

2 D

1 D GROUND

SEL


5, 6 - D

6 D

5 D

4 D

M I L I V O L T A M P E R M I L I W A T T S

M W óM I D E RRI-ATE- % F. P.

A

X OC

COLLARESMW / MVA

ANT. ACT.ACT.ANT.

A 20 OC

MEDIDAPLACA

CAPACITANCIABOQUILLAS

GROUND

GROUND

GROUND

GROUND

D

D

D

D

D

D

D

D

D

B O Q U I L L A S E Q U I P OLECT MULT LECT MULT

R-PB0-BSS-004-03-F06COORDINACION DE TRANSMISION




KV NOM. AMP. NOM. CAPACIDAD INT. MEDIO EXT.


No. DE OPERACIONES : ANTERIOR ACTUAL DIFERENCIA OP. DESDE ULTIMO MANTTO. COMPLETO


ANT. ACT.

A B C

B C C

A B C

B C C

A B C

B C C



Y TRANSFORMACION

K V M I D E

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA INTERRUPTORES TIPO I

P R O C E D I M I E N T O D E P R U E B A I N T E R R U P T O R A B I E R T O

H V L V SELEC MVA ó MAMULT.LECT. LECT.

% F. P.

A

X OC

A 20 OC

M W ó WMULT.

B A U S T

B A U S T

B A U S T

B A G U A R D

B A G U A R D

B A G U A R D

POLO

1

POLO

2

POLO

3

E Q U I P O ATERRI-ZAR

M I L I V O L T A M P E R M I L I W A T T S









NOTA : DESMONTAR CAPACITORES

PLACA

POLO

1

POLO

2

POLO

3



A U S T C , D

B C U S T A , D

A B

B C

B D

B

B

CAPACITANCIA

MEDIDALECT. M W ó

WMULT.X OC

M I L I W A T T S % F. P.

ANT.H V L V SELEC ACT.

A , C G U A R D D

A B B A U S T

B C B C U S T

A , C G U A R D

MVA ó MALECT. MULT.

ATERRIZAR

M I L V O L T A M P E R

C , D

A , D

E Q U I P O

D

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA INTERRUPTOR DE POTENCIA TIPO Y

K V M I D E A 20 OCA


B D B

B C U S T

A B B A U S T

Y TRANSFORMACION

A , D

B D B A , C G U A R D D

C , D

B C










F

F

F

F

F

F



A , C

C

E

D F D

B

B

D

D

CAPACITANCIA

PLACA MEDIDA

A B B A C , F

A A 20 OCH V L V SELEC X OC ANT. ACT.

MVA ó MA LECT. MULT. M W ó

W

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA INTERRUPTOR DE POTENCIA TIPO YY


E Q U I P O ATERRIZAR

M I L V O L T A M P E R M I L I W A T T S % F. P.K V M I D E LECT. MULT.

U S T

U S T

G U A R D

U S T

A U S T C , F

A , F

E , F

C , F

E , C

U S T

G U A R D

C

A , F

B F B A , C G U A R D

B C B C U S T

E , F

D E D E U S T C , F

C D D C U S T

C , F

D F D E , C G U A R D

U S T

A B B A U S T

C U S T

A , F

B F B A , C G U A R D

B C B C

E , C G U A R D

E , F

D E D E U S T C , F

C D D

P O L O

1

D F D

A B B

B C

B F

C D

D E

2

P O L O

P O L O

3










PLACA

POLO

1

POLO

2 D

POLO

3 D



A , D

A , D

C , D


CAPACITANCIAMVA ó

MA LECT.X OC ANT. ACT.

Y TRANSFORMACION

C , D

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA INTERRUPTOR DE POTENCIA TIPO T

E Q U I P O ATERRIZAR

M I L V O L T A M P E R M I L I W A T T S % F. P.K V M I D E LECT. MULT.

H V L V SELEC MEDIDA

A B B A U S T C , D

MULT. M W ó W

A A 20 OC

B C B C U S T

B D B A , C G U A R D

A B B A U S T

B C B C U S T


B A U S T

A , D

D


B C B C U S T

A B

COORDINACION DE TRANSMISION SGP-A003-S-013


STT NOMBRE S.E. APARTARRAYO No. FECHA

F A MARCA : TIPO : SERIE No: I DESCARGA (KA): KV SIST:

FB MARCA : TIPO : SERIE No: I DESCARGA (KA): KV SIST:

FC MARCA : TIPO : SERIE No: I DESCARGA (KA): KV SIST:

TEMP. AMB. OC % HR FECHA PUESTA SERVICIO FECHA ULTIMA PRUEBA


ANT. ACT.



GROUND A

FC

1 1 2

A1 1 2 GROUND

GROUND

FB

FA

1 1 2

BUSHINGS

W X OC PLACA MEDIDA

MVA ó M W óA A 20 OC

PRUEBA


MIDE

M I L I V O L T A M P E R

M A

M I L I W A T T S % F. P.CAPACITANCIA

A


Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA APARTARRAYOS DE

UNA SECCIÓN

LECT MULT LECT MULT

T.A.T. T.B.T. SELECTOR

F.P .

1 00 3 0

2 0

A

2

T . B . T . ( L V )

1T . A . T . ( H V )

COORDINACION DE TRANSMISION SGP-A003-014


STT NOMBRE S.E. APARTARRAYO No. FECHA

F A MARCA : TIPO : SERIE No: I DESCARGA (KA): KV SIST:

FB MARCA : TIPO : SERIE No: I DESCARGA (KA): KV SIST:

FC MARCA : TIPO : SERIE No: I DESCARGA (KA): KV SIST:

TEMP. AMB. OC % HR FECHA PUESTA SERVICIO FECHA ULTIMA PRUEBA




GUARDA PC

FA

6

6 COLLAR EN C 2 3 , 4

5

COLLAR EN C 2 3 , 4

5 COLLAR EN B 1 2 , 3 , 4 GUARDA PB

COLLAR EN A 3 1 , 2 , 4 GUARDA PA

3 3 2 4 GUARDA C

U S T B2 2 3 1 , 4

2 3 1 , 4 GUARDA A

GUARDA PC

COLLAR EN B 1 2 , 3 , 4 GUARDA PB

COLLAR EN A 3 1 , 2 , 4 GUARDA PA

3 3 2 4 GUARDA C

2 2 3 1 , 4 U S T2 3 1 , 4 GUARDA

3 , 4 GUARDA

GUARDA

Y TRANSFORMACION PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIAA APARTARRAYOS 3 SECCIONES

P R O C E D I M I E N T O D E P R U E B AM I L I V O L T A M P E R M I L I W A T T S CAPACITANCIAPR

UEBA

MVA ó M W ó

M A W


2COLLAR EN A 3

1 , 43

3

GUARDA

1 , 4 U S T

4

6

5

MEDIDAPLACA

COLLAR EN C 2

GUARDA

1 , 2 , 4 GUARDA

2 , 3 , 4

4

FC1

2

2

3

4

1FB

1

2

3

4COLLAR EN B 1

MIDE

A

B

C

PA

PB

PC

A

B

% F. P.

ANT. ACT.X OC

A A 20 °C BUSHINGS

LECT MULT LECT MULTT.A.T. T.B.T. TIERRA SELECTOR

T. B. T. ( L V )

T. A. T. (H V )

EJEMPLO: PRUEBA. 1

COLLAR : 2do FALDON DE CADA SECCIÓN.

PA , PB , PC : PORCELANA DE LA SECCIÓN A, B, C.

F.P.

3 01 0

02 0

COLLAR . 2do. FALDON DECADA SECCIÓN.EJEMPLO : PRUEBA 1

B

4

3

C

2

1

A

COORDINACIÓN DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN GERENCIA DE SUBESTACIONES Y LÍNEAS

No. 1-6____ FECHA 2002____AUTOR -----_____PROCEDIMIENTO GGT-027

PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE RESISTENCIA DE CONTACTOS

REVISION 2002 SUSTITUYE A LA EDICION 1980

POZA RICA, VER.

PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS DE RESISTENCIA

DE CONTACTOS PROCEDIMIENTO

GGT-027

Í N D I C E

1 OBJETIVO ...................................................................................................................... 3

2 ALCANCE ....................................................................................................................... 3

3 TEORÍA GENERAL......................................................................................................... 3

4 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO .................................................................................... 4

4.1 Preparación y autorización de licencia ................................................................ 4

4.2 Medidas de seguridad ......................................................................................... 4

4.3 Realización de pruebas ....................................................................................... 5

4.4 Prueba 1 A cada fase completa........................................................................... 5

4.5 Prueba 2 A cada contacto individualmente.......................................................... 6

5.0 MECANISMOS DE CONTROL..................................................................................... 6

6.0 ANEXOS....................................................................................................................... 6

7.0 FORMATOS ................................................................................................................. 6

2 CFE/STTC



GGT-027

1 OBJETIVO Describir las actividades a desarrollar para medir la resistencia de contactos en equipos tales como: interruptores de potencia y cuchillas seccionadoras, para determinar los valores mínimos aceptables y diagnosticar el estado operativo de los mismos, mediante rangos definidos. 2 ALCANCE Esta prueba debe ser aplicada a todos los interruptores de potencia y cuchillas seccionadoras, de cualquier marca, tipo, diseño y voltaje de operación, con el fin de detectar el desgaste de los contactos, así como para verificar de manera complementaria, la penetración del contacto móvil. La prueba adquiere mayor importancia en el caso de interruptores de potencia multicámara, ya que en estos es más probable que se presenten falsos contactos en puentes o conexiones entre cámaras de un mismo polo. En el caso de interruptores que utilizan aceite aislante como medio de extinción, esta prueba es importante para comprobar el acumulamiento de material producto de la descomposición de dicho aceite entre contactos. El alcance, de este procedimiento, no abarca la operación de los diferentes equipos de prueba, por lo que será necesario, para el uso y manejo adecuado de éstos, apoyarnos con sus instructivos o manuales de operación. 3 TEORÍA GENERAL El método utilizado para verificar el valor de la resistencia de contactos, es mediante la medición de la caída de tensión cuando se hace circular una corriente de valor conocido por el circuito formado por el o los

contactos, las terminales del interruptor y las del equipo de prueba. La medición de la resistencia óhmica de los contactos de alta tensión da una indicación del estado de los contactos debido a materias extrañas entre ellos, puentes o conexiones flojas en los bushings o conectores, todo esto, si no es detectable en mantenimientos rutinarios puede ocasionar problemas mayores. Existe un método común para medir la resistencia, conocido como voltímetro y amperímetro, o la caída de potencial, el cual hace uso de estos dos aparatos. En la figura no. 1 la resistencia que se mide es R, la corriente que pasa por la resistencia R es de I amperes y es medida por el amperímetro A conectado en serie. La caída de potencial a través de la resistencia R, la mide el voltímetro V y la corriente tomada por el voltímetro es tan pequeña que se puede despreciar. De ser necesario se puede ampliar un factor de corrección, ya que por lo general la resistencia del voltímetro viene anotada en el instrumento. La diferencia de potencial dividida por la intensidad de corriente, nos da la resistencia intercalada entre los hilos terminales del voltímetro. Figura no. 1

A

V

G

R

r

3



GGT-027

NOTA: La resistencia de los cables de inyección de corriente no debe exceder de 0.0014Ω por cable, y los cables de medición de potencial deben tener una resistencia no mayor de 0.02Ω, esto para cables terminal de 1.8 m aproximadamente.

4 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Esta prueba es aplicable a interruptores de alta y baja tensión, describiéndose en este procedimiento la exclusividad para estos equipos en sus diferentes tipos de acuerdo a los medios de extinción utilizados: • Gran volumen de aceite • Pequeño volumen de aceite Si los cables originales son

sustituidos por otros ó es necesario incrementar la longitud de los cables de prueba, es importante que tengan la resistencia correcta; debiendo ser ésta no mayor a 0.04Ω por par. La resistencia de los cables puede ser medida con el propio instrumento. Ver anexo 3.

• Neumáticos • Gas (Hexafluoruro de azufre) • Soplo magnético • Vacío Las pruebas que se realizan según el tipo de interruptor ó cuchilla, son las siguientes: Prueba 1 “Determinación de la

resistencia óhmica total en interruptores ó cuchillas multicontacto, e interruptores ó cuchillas de un solo contacto”.

4.1.2 El equipo bajo prueba debe

encontrarse librado.

Prueba 2 “Determinación de la

resistencia óhmica de cada contacto en interruptores multicámara y cuchillas seccionadoras”.

4.1.3 Se debe contar con el número de registro, licencia, nombre de quien concede la licencia y horario de la misma. Estos datos deberán quedar registrados en el formato 1 ó 2 según corresponda.

4.1.4 Una vez confirmado lo anterior cerrar

el equipo bajo prueba (interruptor y/o cuchilla) en forma local para realizar la prueba.

Aún cuando existen rangos típicos, es necesario contar con el historial del interruptor ó cuchilla, para realizar una evaluación de los resultados obtenidos y así poder diagnosticar el estado en que se encuentra el equipo bajo prueba.

4.2 Medidas de seguridad 4.2.1 El equipo bajo prueba deberá

permanecer cerrado durante la prueba y asegurarse de que no se abra durante la ejecución de la misma. A fin de evitar daños en el equipo de prueba por inducción, es necesario aterrizar un solo extremo del interruptor ó cuchilla.

4.1 Preparación y autorización de licencia 4.1.1 Es necesario verificar el estado del

equipo de prueba, previo a tomar la licencia, verificando los cables de prueba.

4



GGT-027

4.3.2.1 Colocar el switch de encendido del equipo de prueba en la posición de ON.

4.2.2 Colocar el instrumento en una base sólida y firme, evitando campos magnéticos intensos.

4.3.2.2 Conectar el switch selector de escala en la posición más alta si la resistencia bajo prueba es de un valor desconocido.

4.2.3 En caso de requerirse desconectar

el enlace de cámaras en interruptores multicámara para la prueba 2, por algún mantenimiento u otra actividad, será necesario trasladar el punto de aterrizamiento a los contactos bajo prueba, para seguridad del equipo.

Si el valor medido es menor del 10 % de la escala, mover el switch selector de escala a la siguiente posición hasta encontrar la máxima defección, siempre inyectando 100 ó 10 amperes, dependiendo del equipo utilizado.

4.3 Realización de pruebas 4.3.1 Preparación de equipo de prueba.

4.3.2.3 Registrar los valores obtenidos en el formato 1 ó 2.

4.3.1.1 Aterrizar el equipo de prueba.

4.3.2.4 Apagar el equipo de prueba, colocando el switch de encendido en posición OFF.

4.3.1.2 Verificar que la alimentación del equipo de prueba se encuentre fuera.

4.3.1.3 Conectar el equipo de prueba verificando la tensión de alimentación (127/220 VCA) dependiendo del tipo de equipo.

4.3.2.5 Retirar las terminales de potencial y de corriente; es muy importante retirar primero las terminales de potencial, sobre todo cuando se trabaja sobre circuitos inductivos, con el objeto de evitar un alto voltaje en las terminales de potencial del instrumento.

4.3.1.4 Conectar el switch selector de escala en la posición más alta si la resistencia bajo prueba es de un valor desconocido.

4.3.1.5 Conexión del equipo. 4.3.1.6 Conectar los cables de

potencial y de corriente a las terminales del equipo de prueba, respectivamente.

4.4 Prueba 1 A cada fase completa.

4.3.1.7 Conectar primeramente las terminales de corriente al (los) contacto(s) bajo prueba y posteriormente las de potencial, debiendo quedar éstas dentro de las de corriente, si los cables vienen por separado. Ver anexo 4.

4.4.1 Se debe medir la resistencia total por fase. No es necesario desconectar los cables de llegada a las boquillas ó terminales del interruptor ó cuchillas, excepto si se obtiene un valor demasiado alto. Este valor alto puede deberse a las siguientes razones: a) Superficies de contacto

sucias, para lo cual se 4.3.2 Ejecución de la prueba.

5

6



GGT-027

requiere limpiar bien éstas ó conectar directamente en los bornes de la boquilla ó terminal del interruptor ó cuchilla.

b) Problemas en contactos. Se deberá investigar detalladamente.

4.5 Prueba 2 A cada contacto individualmente. 4.5.1 Se debe medir individualmente la

resistencia de cada contacto del interruptor ó cuchilla. De contar con interruptores con resistencia de preinserción, no es necesario desconectarla, pues es despreciable la variación midiendo con y sin resistencia.

5.0 MECANISMOS DE CONTROL En el anexo 2 se listan los valores estadísticos con los datos de marca, tipo, tensión, amperes nominales, valores normales en microohms y valores anormales para investigación, de acuerdo a la clasificación por medio de extinción de los interruptores. 6.0 ANEXOS Anexo 1 Características principales de

los equipos de prueba. Anexo 2 Valores típicos de resistencia

de contactos en interruptores de potencia.

Anexo 3 Dibujo esquemático para prueba de cables del equipo de medición.

Anexo 4 Diagrama de conexiones de la prueba 1 de resistencia de contactos.

Anexo 5 Diagrama de conexiones de la prueba 2 de resistencia de contactos.

7.0 FORMATOS Formato 1 Registro de Verificación y

Prueba de Resistencia de contactos (equipo de prueba) interruptores de potencia.

Formato 2 Registro de verificación y prueba de resistencia de contactos (equipo de prueba) en cuchillas.

Car

acte

ristic

as p

rinci

pale

s de

los

equi

pos

de p

rueb

a em

plea

dos

para

la p

rueb

a de

resi

sten

cia

de c

onta

ctos

de

inte

rrup

tore

s de

pot

enci

a.

Equi

poD

iseñ

oC

arac

teris

ticas

Ran

gos

de p

rueb

aVe

ntaj

asD

esve

ntaj

asO

bser

vaci

ones

Mar

caO

pera

con

una

cel

da e

xter

na a

lkal

ina

deU

tiliz

ado

Ever

shed

& V

igno

les

L.E

lect

rom

ecan

ico

capa

cida

d de

220

AH

tipo

TV

.22

may

orm

ente

en

Mod

elo

Incl

uye

un p

ar d

e te

rmin

ales

y u

n pa

r in

terr

upto

res

de

3700

2de

pic

os s

enci

llos

No

afec

ta in

duci

ón

baja

tens

ión

Mar

caO

pera

con

tres

cel

das

exte

rnas

alk

alin

asU

tiliz

ado

Ever

shed

& V

igno

les

L.E

lect

rom

ecan

ico

de c

apac

idad

de

30 A

H

may

orm

ente

en

Mod

elo

inte

rrup

tore

s de

3700

5N

o af

ecta

indu

ción

ba

ja te

nsió

n

Mar

caO

pera

con

cua

tro c

elda

s ex

tern

as a

lkal

inas

Util

izad

o

Ever

shed

& V

igno

les

L.E

lect

rom

ecan

ico

de c

apac

idad

de

40 A

H ti

po S

S7

may

orm

ente

en

Mod

elo

inte

rrup

tore

s de

3710

1N

o af

ecta

indu

ción

ba

ja te

nsió

n

Mar

caO

pera

con

cua

tro c

elda

s ex

tern

as a

lkal

inas

Esc

ala

0-10

0 µΩ

Ever

shed

& V

igno

les

L.E

lect

rom

ecan

ico

de c

apac

idad

de

40 A

H ti

po S

S7

Mul

tiplic

ador

es1,

10,

100

, 100

0 y

10 0

00S

atis

face

Mod

elo

adem

as p

uede

ope

rar d

esde

cor

rient

e Le

ctur

a M

áxim

a1Ω

los

requ

erim

ient

os

3710

2al

tern

a a

trave

s de

un

rect

ifica

dor

C. M

áxim

a10

0 A

mpe

rsN

o af

ecta

indu

ción

Tr

ansm

isió

n

Mar

caN

o re

quie

re b

ater

ias

Esc

ala

0-10

0 µΩ

Mul

tiam

pE

lect

roni

coM

ultip

licad

ores

1, 1

000

Sat

isfa

ce

Mod

elo

oper

a de

sde

corr

ient

e Le

ctur

a M

áxim

a1Ω

los

requ

erim

ient

os

M40

0al

tern

a a

trave

s de

un

rect

ifica

dor

C. M

áxim

a10

0 A

mpe

rsN

o af

ecta

indu

ción

Tr

ansm

isió

n

Mar

caU

tiliz

ado

Alb

ert E

ngin

eerin

g In

c.E

lect

roni

coLe

afe

cta

la

may

orm

ente

en

Mod

elo

Indu

cció

n en

in

terr

upto

res

de

SE

.´s A

lta T

ensi

ónba

ja te

nsió

n

Mar

caU

tiliz

ado

Jam

es G

. Bid

dle

Co.

Ele

ctro

nico

Le a

fect

a la

m

ayor

men

te e

n

Mod

elo

Indu

cció

n en

in

terr

upto

res

de

DLR

OS

E.´s

Alta

Ten

sión

baja

tens

iónA

NEX

O 1

PRO

CED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UEB

A D

E R

ESIS

TEN

CIA

DE

CO

NTA

CTO

S

Valores de resistencia de contactos en interruptores de potencia

Marca Tipo Voltaje Nominal

Corriente Nominal

Valor Máximo

Valor Mínimo

> a Investigar

1 AEG S2M 420 1600 50 µΩ 30 µΩ 60 µΩ2 S2 420 1600 50 µΩ 30 µΩ 60 µΩ3 Siemens 3AS4 420 2000 70 µΩ 40 µΩ 90 µΩ4 Sprecher & Shuh HDF-51 400 2000 50 µΩ 30 µΩ 60 µΩ5 HPE-516 420 2000 50 µΩ 30 µΩ 60 µΩ6 HPF-519/8 420 2000 50 µΩ 30 µΩ 60 µΩ7 Brown Boveri DLF-420nc 420 2000 80 µΩ 60 µΩ 90 µΩ8 DHVF-420 420 2000 80 µΩ 60 µΩ 90 µΩ9 Delle Alsthom FL-420 420 3150 80 µΩ 40 µΩ 90 µΩ

10 Merlin Gerin PP-10-17K 420 2000 50 µΩ 30 µΩ 70 µΩ11 PP-10-11K 420 2000 50 µΩ 30 µΩ 70 µΩ12 Imex 3AS4 420 2500 70 µΩ 40 µΩ 90 µΩ13 Asea HLR-2-1-84-525 420 2000 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ14 AEG H5257 245 1600 40 µΩ 20 µΩ 60 µΩ15 S1-245-729 245 2000 50 µΩ 30 µΩ 60 µΩ16 H 245 1600 60 µΩ 40 µΩ 80 µΩ17 Siemens 3AS2 245 2000 70 µΩ 40 µΩ 90 µΩ18 3AS5 230 2000 50 µΩ 30 µΩ 70 µΩ19 Sprecher & Shuh HPF-5149/4F 230 2000 60 µΩ 40 µΩ 80 µΩ20 HPF-K/6E 230 2500 60 µΩ 40 µΩ 80 µΩ21 FKF-1-5 245 2500 60 µΩ 40 µΩ 80 µΩ22 Mitsubishi 2000-Y-100S 230 1200 50 µΩ 25 µΩ 70 µΩ23 Brown Boveri ELF-245nc ZA 245 2500 50 µΩ 30 µΩ 70 µΩ24 ELF-SL-41 230 2000 50 µΩ 30 µΩ 70 µΩ25 Imex 3AS2 230 2000 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ26 Asea HLR 300-250 230 2000 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ27 Merlin Gerin PPT-9-12mh 230 2000 50 µΩ 30 µΩ 70 µΩ28 FA 230 1600 80 µΩ 60 µΩ 90 µΩ29 Oerlikon FS9C31 230 1600 200 µΩ 100 µΩ 250 µΩ30 Westinghouse 2300GW5000 230 1200 500 µΩ 250 µΩ 700 µΩ31 Tecnomasio Ita DLF-245-hc 230 1200 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ32 Brown Boveri DGF-150-K4 161 600 60 µΩ 40 µΩ 80 µΩ33 DCFR-150 150 800 60 µΩ 40 µΩ 80 µΩ34 DCVF-119 150 2500 60 µΩ 40 µΩ 80 µΩ35 Magrini Galileo 145mh 123 2000 70 µΩ 40 µΩ 90 µΩ36 Sprecher & Shuh HPF-512/4E 161 2000 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ

PROCEDIMIENTO PARA PRUEBA DE RESISTENCIADE CONTACTOS

ANEXO 2

1 DE 3



Corriente Nominal

Valor Máximo

Valor Mínimo

> a Investigar


ANEXO 2

37 Mitsubishi 140-GM-500 161 1200 400 µΩ 300 µΩ 700 µΩ38 Westinhouse GM5B 161 1200 250 µΩ 150 µΩ 350 µΩ39 AEG 51-123 115 2000 50 µΩ 30 µΩ 70 µΩ40 3ARU 123 1600 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ41 Siemens 3AR1 123 1600 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ42 3AS1 123 1600 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ43 Sprecher & Shuh HPF-1-6 115 1250 140 µΩ 90 µΩ 200 µΩ44 HPF-911-2F 115 1250 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ45 HPF-112/1 115 2000 140 µΩ 90 µΩ 200 µΩ46 Mitsubishi 100GM-500 115 1200 400 µΩ 300 µΩ 700 µΩ47 100 SLF-25-A 115 1200 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ48 Brown Boveri ELF-123nc 115 1200 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ49 TR-170-12F 115 1600 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ50 Delle Alsthom OR-1R 115 1250 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ51 Magrini Galileo 145mh 115 2000 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ52 Energoinvest HPGE-11A/6 115 1200 130 µΩ 90 µΩ 150 µΩ53 Energomex SFE-11 115 1600 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ54 SFE-13 115 2000 70 µΩ 50 µΩ 90 µΩ55 Mc Graw Edison AHF-48 115 1600 200 µΩ 150 µΩ 300 µΩ56 Westinghouse IEM 690 G 3500 69 1200 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ57 IEM 690 G 1500 69 1200 300 µΩ 100 µΩ 400 µΩ58 Brown Boveri TR72-12 69 1250 150 µΩ 50 µΩ 250 µΩ59 Sprecher & Shuh 409H-9/14C 69 1250 170 µΩ 90 µΩ 250 µΩ60 Delle Alsthom HPGE-9/14C 69 1600 100 µΩ 50 µΩ 200 µΩ61 Asea HLC 84/1600 69 1600 100 µΩ 50 µΩ 200 µΩ62 Hitachi OYB-350 69 1200 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ63 Mitsubishi 70-GTC-250A 69 1200 250 µΩ 150 µΩ 350 µΩ64 Sprecher & Shuh HPC409K 69 2000 150 µΩ 50 µΩ 250 µΩ65 HPF509K/ZE 69 1250 250 µΩ 100 µΩ 350 µΩ66 Brown Boveri TR72-12 69 1250 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ67 Mitsubishi 30-GLC-25 34.5 1200 300 µΩ 100 µΩ 500 µΩ68 General Electric FK-34.5-1000 34.5 1200 300 µΩ 200 µΩ 400 µΩ69 FKA 3822000 34.5 1200 300 µΩ 100 µΩ 500 µΩ70 FKA 34.5 500-1 34.5 1200 250 µΩ 100 µΩ 400 µΩ71 Inoue Denki 13-OTEO150PL 34.5 1200 150 µΩ 90 µΩ 250 µΩ

2 DE 3



Corriente Nominal

Valor Máximo

Valor Mínimo

> a Investigar


ANEXO 2

73 Mc Graw Edison CG38 34.5 1200 300 µΩ 150 µΩ 400 µΩ74 Hitachi OXGB-150 34.5 1200 250 µΩ 100 µΩ 250 µΩ75 Mitsubishi GLL15DA 34.5 1200 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ76 GLL 150AS 34.5 1200 250 µΩ 100 µΩ 350 µΩ77 30GLC150 34.5 1200 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ78 Inoue Denki ACO-6A-MS 34.5 1200 175 µΩ 50 µΩ 350 µΩ79 Delle Alsthom HPGE 7/12 34.5 1600 100 µΩ 50 µΩ 200 µΩ80 Inoue Denki 20-TEO-50M 13.2 1200 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ81 General Electric FKD15.5-1800 13.8 1200 300 µΩ 150 µΩ 400 µΩ82 FKD14.4-500 13.8 1200 300 µΩ 140 µΩ 400 µΩ83 FKD14.4-250 13.8 600 250 µΩ 100 µΩ 350 µΩ84 IEM 14.4GC-500 13.8 1200 300 µΩ 100 µΩ 400 µΩ85 14.4GC-250 13.8 600 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ86 Hitachi OYGB-100 144 13.8 1200 250 µΩ 100 µΩ 350 µΩ87 OSYGB-50 13.8 1200 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ88 OSYGB-50 13.8 600 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ89 Inoue Denki 20TEO 150IS 13.8 1200 200 µΩ 100 µΩ 300 µΩ90 20TEO 150MS 13.8 1200 200 µΩ 70 µΩ 300 µΩ91 ACO-A-MS 13.8 1200 150 µΩ 80 µΩ 250 µΩ

3 DE 3

O mOHMS (1x10-3)

mOHMS (1x10-6)

1A 2A, 5A, 10A 20A, 50A, 100A

1999

5 102 201 50

Start 100127 vca 60 Hz

ON

OFF

ANEXO 3

POTENTIAL CURRENT OUTPUT


Dibujo esquemático para prueba de cables del equipo de medición

00.02

O mOHMS (1x10-3)

mOHMS (1x10-6)

1A 2A, 5A, 10A 20A, 50A, 100A

19995 102 201 50


ON

OFF

,

ANEXO 4

PRUEBA 1

Interruptor de potencia de pequeño volumen de aceite



Ejemplo de conexión de prueba con Equipo de prueba de Resistencia de contactos

300.00

O mOHMS (1x10-3)

mOHMS (1x10-6)

1A 2A, 5A, 10A 20A, 50A, 100A

19995 102 201 50


ON

OFF

,

ANEXO 5

Interruptor de potencia de pequeño volumen de aceite



Ejemplo de conexión de prueba con Equipo de prueba de resistencia de contactosPRUEBA 2

25.00

Instalación: No Serie: Fecha de Puesta en Servicio:

Nomenclatura: Tipo de Mecanismo : Localización:

Marca: Corrriente Nominal: Fecha:

Tipo: Tensión Nominal:

VERIFICAR:No. REGISTRO __________________ No. DE LICENCIA __________________ HORARIO:____________________

LICENCIA CONCEDIDA POR:__________________________________________ SI NO OBSERVACIONES

1.- Se encuentra ya libre el equipo.

2.- Se cerro y aterrizó un extremo del equipo para prueba inicial.

3.- Se colocó el equipo de prueba en lugar seguro y solido.

4.- Al inicio de la prueba conectar primero las terminales de corriente y después las de potencial

5.- La actividad generó residuos peligrosos? C R E T I BEn caso de que sí, especificarDIAGRAMA: cuhillas doble contacto por fase.

A B C A B C

Eq. Prueba: Marca: Tipo: No serie:Motivo de la Prueba:Φ Polo Contacto Corriente Lectura Lectura Multipicada Resistencia Observaciones

Aplicada Normal Inversa en microOhms

A 1

B 2

C 3

Evaluación:


cuchillas un solo contacto por fase y/o conexiones

FORMATO 2 PROCEDIMIENTO PARA PRUEBA DE RESISTENCIA

DE CONTACTOS

Registro de Verificación y Prueba de Resistencia de Contactos de Cuchillas Desconectadoras

N/A

C2

C1

C2

C1

C2

C1 C1 C1 C1

Instalación: No Serie: Fecha de Puesta en Servicio:

Nomenclatura: Tipo de Mecanismo : Localización:

Marca: Corrriente Nominal: Fecha:

Tipo: Tensión Nominal:

VERIFICAR:No. REGISTRO __________________ No. DE LICENCIA __________________ HORARIO:____________________

LICENCIA CONCEDIDA POR:__________________________________________ SI NO OBSERVACIONES

1.- Se encuentra ya libre el equipo.

2.- Se cerro y aterrizó un extremo del equipo para prueba inicial.

3.- Se colocó el equipo de prueba en lugar seguro y solido.

4.- Al inicio de la prueba conectar primero las terminales de corriente y después las de potencial

5.- La actividad generó residuos peligrosos? C R E T I BEn caso de que sí, especificarDIAGRAMA: cuhillas doble contacto por fase.

A B C A B C

Eq. Prueba: Marca: Tipo: No serie:Motivo de la Prueba:Φ Polo Contacto Corriente Lectura Lectura Multipicada Resistencia Observaciones

Aplicada Normal Inversa en microOhms

A 1

B 2

C 3

Evaluación:


cuchillas un solo contacto por fase y/o conexiones

FORMATO 2 PROCEDIMIENTO PARA PRUEBA DE RESISTENCIA

DE CONTACTOS

Registro de Verificación y Prueba de Resistencia de Contactos de Cuchillas Desconectadoras

N/A

C2

C1

C2

C1

C2

C1 C1 C1 C1


ANEXO 3

VALORIZACIÓN DE CRÉDITOS DE TRABAJO

CFE/CTT

CFE SUBDIRECCIÓN DE TRANSMISIÓN, TRANSFORMACIÓN Y CONTROLCOORDINACION DE TRANSMISION Y TRANSFORMACION

GERENCIA DE SUBESTACIONES Y LÍNEAS

REVISION: AEDICION : 4FECHA: 27/09/02HOJA: 1 DE 10

PROCEDIMIENTO DE VALORIZACIÓN DE CREDITOS DE TRABAJO DE SUBESTACIONESCODIGO: CTT-GSL-21

INTRODUCCION.

Para asegurar el suministro de energía eléctrica dentro del Sistema InterconectadoNacional, es fundamental efectuar en forma oportuna el mantenimiento de los equipos queconforman las subestaciones; con el fin de incrementar la vida útil, disponibilidad yconfiabilidad de sus componentes, garantizando que trabajen en condiciones optimas deoperación.

Derivado del avance tecnológico que ha permitido la modernización en los diseños de losequipos eléctricos y equipos de prueba para evaluación, control y diagnostico, se tiene lanecesidad de actualizar la valorización de créditos de trabajo en subestaciones, conparámetros mas apegados a la realidad en tiempos, recursos humanos y materiales.

Por lo anterior, se determinó revisar el sistema de evaluación de cargas de trabajo,implantado para el control del mantenimiento de las subestaciones, de tal forma quecumpla con los requisitos de calidad requeridos para la planeación, programación,ejecución y control de las actividades.

1.0 .- OBJETIVO.

Desarrollar un sistema que permita evaluar adecuadamente las cargas de trabajo en lasdiferentes Areas de Transmisión y Transformación, mediante el análisis de las actividadesque forman parte del mantenimiento de las subestaciones, otorgando valores en créditos adichas actividades en función de su complejidad, tiempo y personal necesario empleadopara su desarrollo, asignándose una periodicidad para su ejecución, con el fin de obtener lamayor confiabilidad operativa de los equipos dentro del alcance de este procedimiento.

2.0 .- ALCANCE.

Este procedimiento aplica al personal de mantenimiento de subestaciones, en el ámbitoNacional, con el fin de evaluar las actividades y cargas de trabajo, así como controlar losavances y posibles desviaciones en los programas de mantenimiento del proceso deTransmisión.

3.0 .- MARCO LEGAL O REFERENCIAS.

♣ Procedimiento para Secado de Transformadores de Potencia SGP-A006-S.♣ Manual de Operación y Mantenimiento del Cambiador de Derivaciones, procedimiento

CFE para Mantenimiento a Cambiadores de Derivaciones.





♣ Procedimiento para Pruebas de Resistencia de Aislamiento en Equipo Eléctrico. SGP-A001-S.

♣ Procedimiento para Pruebas de Sincronismo y Tiempos de Operación CFE-SGP-A002-S.

♣ Procedimiento para Pruebas de Factor de Potencia de Aislamiento SGP-A003-S♣ Procedimiento para Pruebas de Corriente de Excitación en Transformadores de

Potencia SGP-A004-S.♣ Procedimiento para la Determinación de Humedad Residual en Aislamientos Sólidos de

Transformadores de Potencia. SGP-A005-S.♣ Procedimiento para Pruebas de Aceite Aislante en campo SGP-A009-S.♣ Procedimiento de Pruebas de Relación de Transformación con el Equipo TTR. SGP-

A011-S.♣ Procedimiento para Recepción y Puesta en Servicio de Transformadores de Potencia

SGP-A013-S.♣ Procedimiento para la Reparación de Transformadores de Potencia. GGT-A020-S♣ Procedimiento para Pruebas a Boquillas. GGT-A023-S.♣ Procedimiento para el Embarque, Transportación, Recepción, Manejo y

Almacenamiento de Boquillas con Tensión Nominal de 69 KV o mayor. GGT-A024-S♣ Procedimiento para Pruebas de Resistencia de Contactos GGT-027-S.♣ Procedimiento para el Diagnóstico del Análisis de los Gases Disueltos en el Aceite

(DGA) para determinar el estado de los Transformadores de Potencia. GSE-028-S.♣ Procedimiento para la Medición de Resistencia Ohmica en transformadores. GSE-029-

S.♣ Procedimiento para el Mantenimiento de Líneas de Transmisión CTT-GSL-001.♣ Procedimiento para Líneas Energizadas de AB-Chance.♣ Procedimiento de Valorización de Créditos de Trabajo de Líneas de Transmisión CTT-

GSL-015.♣ Manual de Operación del Fabricante del Transformador.♣ Manual de Operación del Fabricante del Interruptor.♣ Manual de Operación del Fabricante de Cuchillas.♣ Manual de Operación del Fabricante de Apartarrayos.♣ Manual de Operación del Fabricante de Transformadores de Instrumento.♣ Manual de Operación del Fabricante de Bancos de Baterías.♣ Manual de Gas SF6 en Operación, CFE♣ Manual de Manejo del Gas SF6, CFE♣ Especificación para Mantenimiento o Reparación de Interruptores de 420 KV

CFEV5420-58.♣ Especificación para Mantenimiento o Reparación de Interruptores de 245 KV.

CFEV5245-57.♣ Especificación para Mantenimiento o Reparación de Interruptores de 123 KV

CFEV5123-56





♣ Reglamento del Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional.♣ Reglamento de Seguridad e Higiene Capitulo 800 de Transmisión♣ Procedimiento de Prueba para Medición de Humedad Residual al Gas SF6 en

Interruptores de Potencia..♣ Procedimiento de Pruebas y Mantenimiento a Banco de Baterías♣ Procedimiento para el Mantenimiento de Transformadores de Instrumento.♣ Procedimiento para la Detección de Puntos Calientes en Subestaciones y Líneas de

Transmisión.

4.0.- POLITICAS O RESPONSABILIDADES.

♣ Es responsabilidad del Coordinador de Transmisión y Transformación, la aprobación deeste procedimiento.

♣ Es responsabilidad del Gerente de Subestaciones y Líneas, la revisión de esteprocedimiento.

♣ Es responsabilidad de los Subgerentes de la Gerencia de Subestaciones y Líneas, laelaboración, difusión y aplicación de este procedimiento.

♣ Es responsabilidad de las Areas de Transmisión y Transformación, la difusión yaplicación de este procedimiento en su ámbito.

♣ Es responsabilidad de los Subgerentes de Subestaciones y Líneas de las Areas deTransmisión y Transformación, la distribución de este manual, a todas las Subáreas desu ámbito, para su conocimiento y aplicación en la formulación y control de losprogramas de actividades en subestaciones, asimismo la evaluación de cargas detrabajo.

♣ La elaboración del programa de trabajo de cada subestación es responsabilidad de lapersona directamente encargada de la misma, debiendo incluir el total de lasactividades que conforman el mantenimiento preventivo que se requiera en suprogramación anual.

5.0.- DESCRIPCION DEL PROCEDIMIENTO.

El procedimiento consta de una evaluación de créditos de trabajo por tipo demantenimiento, equipo, actividad, periodicidad y tiempo de ejecución de los mismos, loscuales sirven como base para el calculo de los créditos anuales para ponderar la bahíaunitaria que se eligió, siendo la bahía de 230-115 kv. la mas representativa a nivel





Nacional. Así mismo incluye las guías de mantenimiento por cada tipo de mantenimiento yequipo existente.

Para la programación anual, se hace necesario efectuar un análisis completo de la fuerzade trabajo disponible por instalación, con el fin de conocer el valor del recurso humano conque se cuenta y en base a los requerimientos de los equipos eléctricos, se toma elsiguiente criterio:

CALCULO DE LAS HORAS –HOMBRE REALES DISPONIBLES.

Se tomaron 1187 horas, como base de horas-hombre reales disponibles por trabajador alaño, obteniéndose de la siguiente manera:

Días del año 365

Días de descanso 121(Sábados, Domingos y días festivos)

Días efectivos (días del año menos días de descanso) 244

Horas efectivas (244 días efectivos x 8 horas por día) 1,952 horas

Menos:

♦ Tiempo para alimentos (media hora) 244 x 0.5 122 horas

♦ Preparación del trabajo (10% de horas laborales 1,952 x 0.1) 195 horas

♦ Traslados (15% de horas laborables 1,952 x 0.15) 293 horas

♦ Ausentismo (3% de horas laborables 1,952 x 0.03) 58 horas

♦ Imprevistos (5% de horas laborables 1,952 x 0.05) 97 horas

Horas Reales (1,952 – 765 ) 1187 horas

5.1.- DETERMINACION DE LA BAHIA UNITARIA.

En este procedimiento se define esta bahía, como la unidad base que se utiliza comoreferencia para homologar cualquier otra bahía, en función del equipo que la integra, así





como su voltaje de operación y su finalidad es la de contar con un parámetro que sirva paraevaluar en forma breve las cargas de los diferentes centros de trabajo.

Para determinar la bahía unitaria, se consideró lo siguiente:

Se tomó como referencia por ser la más representativa en las instalaciones a cargo de laCoordinadora de Transmisión y Transformación la bahía que consta, de un banco deautotransformadores monofásicos de 230/115 KV, con sus interruptores de potencia,juegos de apartarrayos, juegos de transformadores de corriente en alta y baja tensión, asícomo dos juegos de cuchillas en alta y dos juegos en baja tensión. Ver esquema siguiente:

CUCHILLA INTERRUPTOR CUCHILLA T. CORRIENTE APARTARRAYO TRANSFORMADOR APARTARRAYO T. CORRIENTE CUCHILLA INTERRUPTOR CUCHILLA

6.75 23.1 6.75 3.66 5.47 124.05 8.01 4.75 10.25 40.55 10.25

TOTAL 244

B A H I A U N I T A R I A

BUS 230KVBUS 115KV 115/230KV

(UNIDADESMONOFASICAS)





5.2.- VALORACIÓN DE LA BAHIA UNITARIA.

Para determinar el valor de la bahía unitaria, se consideraron los créditos anuales de lasactividades mas frecuentes y relevantes, indicadas en la tabla del anexo “A” Valorizaciónde Créditos de Trabajo por Actividad. A continuación se describe la memoria de cálculopara esta bahía:

ACT. CRED. ACT. CRED. ACT. CRED. ACT. CRED. ACT. CRED. ACT. CRED. ACT. CRED. ACT. CRED. ACT. CRED.

4.1. 0.5 2.1. 0.5 8.1. 0.25 5.1. 0.25 1.1. 0.75 5.1. 0.2 8.1. 0.2 2.1. 0.25 4.1. 0.25

4.2. 0.25 2.2. 0.5 8.2. 0.12 5.2. 0.125 1.2. 0.25 5.2. 0.125 8.2. 0.125 2.2. 0.5 4.2. 0.25

4.3. 0.5 2.3. 0.5 8.2. 0.18 5.3. 0.187 1.3. 0.5 5.3. 0.125 8.2. 0.125 2.3. 0.5 4.3. 0.5

4.4. 1 2.4. 1 8.4. 0.5 5.4. 0.25 1.4. 0.5 5.4. 0.25 8.4. 0.25 2.4. 0.5 4.4. 0.5

4.5. 1 2.5. 1 8.5. 0.12 5.5. 0.13 1.5. 0.5 5.5. 0.13 8.5. 0.125 2.5. 0.5 4.5. 0.5

4.6. 4 2.6. 0.5 8.6. 1.5 5.6. 0.25 1.6. 1 5.6. 0.13 8.6. 1 2.6. 0.25 4.6. 1

4.7. 2.7. 8.7. 5.7. 0.2 1.7. 0.5 5.7. 0.1 8.7. 2.7. 4.7. 1.5

4.8. 2 2.8. 1 5.8. 0.13 1.8. 0.5 5.8. 0.1 2.8. 0.5 4.8. 1.5

4.9. 2.9. 5.9. 1.9. 1 5.9. 2.9. 4.9.

4.10. 1 2.10. 0.75 5.10. 0.06 1.10. 3 5.10. 0.06 2.10. 0.5 4.10. 0.75

4.11. 2.11. 0 5.11. 1.11. 0.25 5.11. 2.11. 0 4.11.

2.12. 12.8 1.12. 1 2.12. 9.6

2.13. 4 1.13. 1 2.13. 2

2.14. 16 1.14. 2.14. 6

2.15. 1.15. 4 2.15.

2.16. 1.16. 2.16.

2.17. 1.17. 4 2.17.

2.18. 1.18. 1.6 2.18.

2.19. 1.19. 2.19.

2.2. 2 1.20. 2.5 2.20. 2

2.21. 1.21. 2 2.21.

2.22. 1.22. 0.5 2.22.

2.23. 1.23. 2.23.

1.24. 12

1.25. 3

1.26.

1.27.

1.28.

1.29. 1

10.25 40.55 2.67 1.582 41.35 1.22 1.825 23.1 6.75

10.25 10.25 40.55 8.01 4.746 124.05 3.66 5.475 23.1 6.75 6.75

TOTAL 243.59

DE UNIDADES MONOFASICAS DE 230/115KV.

C O M I S I O N F E D E R A L D E E L E C T R I C I D A DCOORDINADORA DE TRANSMISION Y TRANSFORMACION


BASE DE DATOS PARA EL CALCULO DE LA BAHIA UNITARIA TIPO PARA UN BANCO DE TRANSFORMACION

CUCHILLAS

230KV

INTERRUPTOR

230KV

APARTARRAYO

230KV

TRANSFORMADOR

230/115

CUCHILLAS

115KV

T. CORRIENTE

230KV

T. CORRIENTE

115KV

APARTARRAYO

115 KV

INTERRUPTOR

115KV





De igual forma los diferentes arreglos de bahías que se tienen en el ámbito de laCoordinadora de Transmisión y Transformación, son calculadas tomando como referenciala bahía unitaria y los créditos de trabajo anuales por equipo, dando como resultado lasBAHIAS TIPO que servirán como base para el análisis de la fuerza de trabajo necesariapara mantener las instalaciones. En el Anexo “C” se muestran los valores de las bahías tipomás comunes.

5.3.- GUIAS DE MANTENIMIENTO.

El anexo “B” denominado Guías de Mantenimiento de este procedimiento, contiene lasactividades de trabajo en sus diferentes tipos de mantenimiento, con sus respectivos:

• Procedimientos y Reglas• Accesorios y Equipos de Seguridad• Equipos, Materiales y Herramientas

Los cuales serán una herramienta de apoyo para la realización de las actividades delpersonal de mantenimiento de Subestaciones, pues es un compendio de trabajos yexperiencias obtenidas por personal de CFE, recopilados durante el transcurso de los años,con lineamientos y procedimientos de campo que conforman dichos documentos.

5.4.- CONTROL DEL PROGRAMA DE TRABAJO PARA SUBESTACIONES..

Para cada subestación, se determinaran las actividades del mantenimiento que requierecada equipo para conservarlo en condiciones óptimas de operación, programando lasactividades de acuerdo con la periodicidad mencionada en la Valorización de Créditos deTrabajo por Actividad; Anexo “A”. El desarrollo del mantenimiento, se ejecuta y se controlamediante un formato establecido con numero de código CTT-GSL-21-01, que contiene lossiguientes tipos de créditos:

♦ Créditos Programados (CP).♦ Créditos Realizados Programados (CRP).♦ Créditos Realizados Extraordinarios (CRE).♦ Créditos Realizados Totales (CRT).

Los programas de mantenimiento son elaborados, ejecutados y controlados por losresponsables directos de cada instalación, y sus avances de cumplimiento son reportados





mensualmente por cada Subárea a las Jefaturas de Area y estas a su vez, a laCoordinación de Transmisión y Transformación en base a los lineamientos del acuerdoCTT-ATT’S –01/2002, firmado con todas las áreas. El control de créditos, se lleva a cabo através del procedimiento “Evaluación de Créditos de Trabajo”, PG-CTT-06, el cual analizalas actividades programadas, avances y desviaciones de las mismas, retroalimentando alas áreas respectivas, las observaciones correspondientes.

Los créditos de trabajo correspondientes a equipos de instalaciones de Generación y losrequeridos para apoyos a otras entidades de CFE, así como a las diferentes especialidadesde las mismas Areas de Transmisión y Transformación, deberán programarse y controlarseen el mismo formato CTT-GSL-21-01 en forma separada.

Las actividades no consideradas en este procedimiento, deberán valuarse frente a equipo,indicando sus créditos reales correspondientes y su memoria de calculo.

Las actividades realizadas por terceros, no se considerarán en los programas demantenimiento, salvo en los casos que se utilice fuerza de trabajo de CFE para la ejecucióny/o supervisión de las mismas.

6.0.- DIAGRAMA DE FLUJO.

No aplica.

7.0.- MECANISMOS DE CONTROL.

No aplica.

8.0.- FORMATOS O REGISTROS.

El control de los programas de mantenimiento de Subestaciones por sistema de créditos,quedará documentada en los siguientes formatos:

Formato CTT-GSL-21-01 Resumen del Programa de Créditos de Trabajo enSubestaciones, por Subárea.

Formato CTT-GSL-21-02 Resumen del Programa de Créditos de Trabajo enSubestaciones, por Area.

Formato CTT-GSL-21-03 Resumen del Programa de Créditos de Trabajo enSubestaciones, a Nivel Nacional.

Formato CTT-GSL-21-04 Programa de Créditos de Trabajo en Subestacionespor equipo.





Dicha información será resguardada en un expediente denominado Créditos de Trabajo deMantenimiento de Subestaciones.

9.0.- GLOSARIO O DEFINICIONES.

CREDITOS DE TRABAJO.- Son las horas – hombre que se requieren para realizar lasactividades descritas en la Valorización de Créditos de Trabajo; Anexo “A”.

CREDITOS PROGRAMADOS.- Son los considerados dentro del programa anual detrabajo en actividades normales, rutinarias o preestablecidas a los equipos, elementos oinstalaciones de CFE, tipificados en los procedimientos elaborados para tal fin.

CREDITOS REALIZADOS PROGRAMADOS.- Son los efectuados dentro del periodomensual y/o anual contemplado en el programa de origen.

CREDITOS REALIZADOS EXTRAORDINARIOS.- Son los derivados básicamente de dosposibilidades:

a).- Durante la atención de fallas, emergencias o desastres naturales que afecten lasinstalaciones de CFE.b).- Como resultado de los trabajos de inspección y/o supervisión, que generan actividadesadicionales a las consideradas de origen y que son necesarias para asegurar laconfiabilidad de las instalaciones de CFE.

CREDITOS REALIZADOS TOTALES.- Es el resultado de integrar los créditos realizadosprogramados y los extraordinarios.

GUÍA DE MANTENIMIENTO.- Es el documento donde se relacionan las actividades adesarrollar para el mantenimiento de las instalaciones y equipos, incluye losprocedimientos, materiales, herramientas, equipos de prueba y seguridad.

MANTENIMIENTO PREVENTIVO.- Son acciones que permiten prevenir cualquier anomalíaantes que ocurra una falla, basándose en inspecciones rutinarias y pruebas, lo que enconjunto constituirá el historial del equipo, el cual analizado y controlado adecuadamente,servirá para programar en forma oportuna el desarrollo de las actividades necesarias.





MANTENIMIENTO MAYOR.- Son aquellas actividades que requieren mayor inversión enhoras – hombre, además de recursos económicos y materiales, las cuales comprenden eldesarmado casi total del equipo en sus componentes principales, con el objeto deinspeccionar, efectuar limpieza y/o reemplazar los elementos que así lo requieran,complementándose con las pruebas correspondientes.

MANTENIMIENTO MENOR.- Son aquellas actividades que se realizan con mayorfrecuencia y que por su naturaleza y grado de dificultad, requieren de pocas horas -hombrepara su ejecución.

PRUEBAS.- Es la verificación de las condiciones operativas, físicas y químicas enalgunos casos de los equipos o componentes de una subestación, con el fin de programarel mantenimiento preventivo que se requiera.

BAHIAS TIPO.- Son los arreglos de bahías mas representativas que existen en lassubestaciones dentro del ámbito de la CTT.

EQUIPO ELECTRICO.- Son los componentes que integran una subestación eléctrica,tales como, transformadores, interruptores, cuchillas, transformadores de instrumento,apartarrayos, etc.

REGLAS DEL DESPACHO Y OPERACIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL.-Base normativa en las Areas Operativas de la Red Eléctrica encomendadas para el logrode la Operación del Sistema Eléctrico Nacional.

10.- ANEXOS.

• Anexo “A”.- Valorización de Créditos de Trabajo.• Anexo “B”.- Guías de Mantenimiento.• Anexo “C”.- Bahías Tipo.

TIP

O D

ETE

NS

ION

PE

RS

ON

AL

MA

NTE

NIM

IEN

TOK

VN

EC

ES

AR

IO40

023

0-16

113

8-69

< 69

400

230-

161

138-

69<

69

2.1.

DE

SC

ON

EX

ION

Y C

ON

EX

ION

PR

UE

BA

S40

02

12

4A

ÑO

S0.

50D

EL

EQ

UIP

O.

230-

161

21

24

AÑ

OS

0.50

138-

692

0.5

14

AÑ

OS

0.25

< 69

20.

51

1A

ÑO

1.00

2.2.

PR

EP

AR

AC

ION

DE

EQ

UIP

OS

PR

UE

BA

S40

02

12

4A

ÑO

S0.

50D

E P

RU

EB

A.

230-

161

21

24

AÑ

OS

0.50

138-

692

12

4A

ÑO

S0.

50<

692

12

1A

ÑO

2.00

2.3.

LIM

PIE

ZA D

E A

ISLA

MIE

NTO

.P

RU

EB

AS

400

24

84

AÑ

OS

2.00

230-

161

23

64

AÑ

OS

1.50

138-

692

12

4A

ÑO

S0.

50<

692

12

1A

ÑO

2.00

2.4.

PR

UE

BA

S D

E F

AC

TOR

DE

P

RU

EB

AS

400

24

84

AÑ

OS

2.00

PO

TEN

CIA

.23

0-16

12

24

4A

ÑO

S1.

0013

8-69

21

24

AÑ

OS

0.50

< 69

21

21

AÑ

O2.

00

2.5.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

EP

RU

EB

AS

400

24

84

AÑ

OS

2.00

AIS

LAM

IEN

TO .

230-

161

22

44

AÑ

OS

1.00

138-

692

12

4A

ÑO

S0.

50<

692

12

1A

ÑO

2.00

2.6.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

E

PR

UE

BA

S40

02

12

4A

ÑO

S0.

50C

ON

TAC

TOS

.23

0-16

12

12

4A

ÑO

S0.

5013

8-69

20.

51

4A

ÑO

S0.

25<

692

0.5

11

AÑ

O1.

00

RE

VIS

ION

8202

28

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AN

EXO

"A

"

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

CR

ED

ITO

S A

NU

ALE

SC

RE

DIT

OS

VALO

RIZ

AC

ION

DE

CR

EDIT

OS

DE

TRA

BA

JO P

OR

AC

TIVI

DA

D

No.

-A

CTI

VID

AD

HO

RA

SP

ER

IOD

ICID

AD

9012

0195

1616

·020

927

TIP

O D

ETE

NS

ION

PE

RS

ON

AL

MA

NTE

NIM

IEN

TOK

VN

EC

ES

AR

IO40

023

0-16

113

8-69

< 69

400

230-

161

138-

69<

69

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AN

EXO

"A

"

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

CR

ED

ITO

S A

NU

ALE

SC

RE

DIT

OS

VALO

RIZ

AC

ION

DE

CR

EDIT

OS

DE

TRA

BA

JO P

OR

AC

TIVI

DA

D

No.

-A

CTI

VID

AD

HO

RA

SP

ER

IOD

ICID

AD

2.7.

PR

UE

BA

S A

BO

QU

ILLA

S.

PR

UE

BA

S40

00

00

4A

ÑO

S0.

0023

0-16

12

12

4A

ÑO

S0.

5013

8-69

21

24

AÑ

OS

0.50

< 69

20.

51

1A

ÑO

1.00

2.8.

PR

UE

BA

S D

E S

INC

RO

NIS

MO

YP

RU

EB

AS

400

23

64

AÑ

OS

1.50

TIE

MP

OS

DE

OP

ER

AC

IÓN

.23

0-16

12

24

4A

ÑO

S1.

0013

8-69

21

24

AÑ

OS

0.50

< 69

21

21

AÑ

O2.

00

2.9.

PR

UE

BA

S D

IELE

CTR

ICA

SP

RU

EB

AS

400

22

44

AÑ

OS

1.00

AL

AC

EIT

E.

230-

161

22

44

AÑ

OS

1.00

138-

692

12

4A

ÑO

S0.

50<

692

12

1A

ÑO

2.00

2.10

.P

RU

EB

AS

AL

GA

S S

F6.

PR

UE

BA

S40

02

24

4A

ÑO

S1.

0023

0-16

12

1.5

34

AÑ

OS

0.75

138-

692

12

4A

ÑO

S0.

50<

692

12

4A

ÑO

S0.

50

2.11

.P

RU

EB

AS

DE

INTE

GR

IDA

D D

E

PR

UE

BA

S40

00

00

4A

ÑO

S0.

00V

AC

IO E

N C

AM

AR

AS

.23

0-16

10

00

4A

ÑO

S0.

0013

8-69

00

04

AÑ

OS

0.00

< 69

21

21

AÑ

O2.

00

2.12

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A C

AM

AR

AS

DE

MA

YO

R40

04

6425

610

AÑ

OS

25.6

0E

XTI

NC

ION

Y C

OLU

MN

AS

PO

LAR

ES

.23

0-16

14

3212

810

AÑ

OS

12.8

013

8-69

424

9610

AÑ

OS

9.60

< 69

212

2410

AÑ

OS

2.40

RE

VIS

ION

8202

2890

1201

9516

16·0

2092

7

TIP

O D

ETE

NS

ION

PE

RS

ON

AL

MA

NTE

NIM

IEN

TOK

VN

EC

ES

AR

IO40

023

0-16

113

8-69

< 69

400

230-

161

138-

69<

69

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AN

EXO

"A

"

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

CR

ED

ITO

S A

NU

ALE

SC

RE

DIT

OS

VALO

RIZ

AC

ION

DE

CR

EDIT

OS

DE

TRA

BA

JO P

OR

AC

TIVI

DA

D

No.

-A

CTI

VID

AD

HO

RA

SP

ER

IOD

ICID

AD

2.13

.R

EV

ISIO

N Y

LIM

PIE

ZA A

LM

EN

OR

400

21

21

AÑ

O2.

00

GA

BIN

ETE

DE

CO

NTR

OL

230

21

21

AÑ

O2.

00

138-

692

12

1A

ÑO

2.00

< 69

21

21

AÑ

O2.

00

2.14

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

EC

AN

ISM

O D

EM

AY

OR

400

424

964

AÑ

OS

24.0

0A

CC

ION

AM

IEN

TO.

230-

161

416

644

AÑ

OS

16.0

013

8-69

212

244

AÑ

OS

6.00

< 69

28

164

AÑ

OS

4.00

2.15

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

EC

AN

ISM

O D

EM

EN

OR

400

24

82

AÑ

OS

4.00

AC

CIO

NA

MIE

NTO

.23

0-16

12

48

2A

ÑO

S4.

0013

8-69

22

42

AÑ

OS

2.00

< 69

21

21

AÑ

O2.

00

2.16

.P

INTU

RA

.M

AY

OR

400

216

3210

AÑ

OS

3.20

230-

161

212

2410

AÑ

OS

2.40

138-

692

816

10A

ÑO

S1.

60<

692

612

10A

ÑO

S1.

20

2.17

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

OTO

-M

EN

OR

400

24

86

ME

SE

S16

.00

CO

MP

RE

SO

RE

S Y

AU

XIL

IAR

ES

.23

0-16

12

36

6M

ES

ES

12.0

013

8-69

22

44

AÑ

OS

12.0

0<

692

12

2M

ES

ES

12.0

0

2.18

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

OTO

-M

AY

OR

400

216

324

AÑ

OS

8.00

CO

MP

RE

SO

RE

S Y

AU

XIL

IAR

ES

.23

0-16

12

1632

4A

ÑO

S8.

0013

8-69

216

324

AÑ

OS

8.00

< 69

28

164

AÑ

OS

4.00

RE

VIS

ION

8202

2890

1201

9516

16·0

2092

7

TIP

O D

ETE

NS

ION

PE

RS

ON

AL

MA

NTE

NIM

IEN

TOK

VN

EC

ES

AR

IO40

023

0-16

113

8-69

< 69

400

230-

161

138-

69<

69

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AN

EXO

"A

"

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

CR

ED

ITO

S A

NU

ALE

SC

RE

DIT

OS

VALO

RIZ

AC

ION

DE

CR

EDIT

OS

DE

TRA

BA

JO P

OR

AC

TIVI

DA

D

No.

-A

CTI

VID

AD

HO

RA

SP

ER

IOD

ICID

AD

2.19

.P

UR

GA

DO

DE

DE

PO

SIT

OS

DE

AIR

EM

EN

OR

400

10.

50.

51

ME

S6.

00Y

VE

RIF

ICA

CIO

N D

E P

RE

SIO

NE

S.

230-

161

10.

50.

51

ME

S6.

0013

8-69

10.

50.

51

ME

S6.

00<

691

0.5

0.5

1M

ES

6.00

2.20

.P

RU

EB

AS

DE

CO

NTR

OL

YP

RU

EB

AS

400

24

84

AÑ

OS

2.00

OP

ER

AC

IÓN

(ALA

RM

AS

, DIS

PA

RO

S Y

23

0-16

12

48

4A

ÑO

S2.

00B

LOQ

UE

OS

).13

8-69

24

84

AÑ

OS

2.00

< 69

21

24

AÑ

OS

0.50

2.21

.C

AM

BIO

DE

AC

EIT

E A

ISLA

NTE

AM

EN

OR

400

416

642

AÑ

OS

32.0

0C

AM

AR

AS

RU

PTO

RA

S E

N P

.V.A

.23

0-16

12

1224

2A

ÑO

S12

.00

138-

692

816

2A

ÑO

S8.

00<

692

48

1A

ÑO

8.00

2.22

.A

PLI

CA

CIÓ

N O

RE

EM

PLA

ZO D

E

ME

NO

R40

02

1632

4A

ÑO

S8.

00R

EC

UB

RIM

IEN

TO23

0-16

12

1224

4A

ÑO

S6.

00A

NTI

CO

NTA

MIN

AN

TE.

138-

692

1224

4A

ÑO

S6.

00<

692

48

4A

ÑO

S2.

00

2.23

.LA

VA

DO

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N V

IVO

.M

EN

OR

400

22

46

ME

SE

S8.

0023

0-16

12

24

6M

ES

ES

8.00

138-

692

12

6M

ES

ES

4.00

< 69

20.

51

6M

ES

ES

2.00

TOTA

L58

735

824

711

3TO

TAL

150

9972

64

NO

TAS:

- LA

PE

RIO

DIC

IDA

D IN

DIC

AD

A P

UE

DE

VA

RIA

R D

EP

EN

DIE

ND

O D

E L

AS

CO

ND

ICIO

NE

S P

AR

TIC

ULA

RE

S D

E C

AD

A IN

STA

LAC

ION

.

RE

VIS

ION

8202

28·0

2092

790

1201

9516

16

TIP

O D

ETE

NS

ION

PE

RS

ON

AL

MA

NTE

NIM

IEN

TOK

VN

EC

ES

AR

IO23

0-16

113

8-69

< 69

230-

161

138-

69<

69

3.1.

DE

SC

ON

EX

ION

Y C

ON

EX

IÓN

PR

UE

BA

S23

0-16

12

12

4A

ÑO

S0.

50D

EL

EQ

UIP

O.

138-

692

0.5

13

AÑ

OS

0.33

< 69

20.

51

1A

ÑO

1.00

3.2.

PR

EP

AR

AC

ION

DE

EQ

UIP

OS

PR

UE

BA

S23

0-16

12

12

4A

ÑO

S0.

50D

E P

RU

EB

A.

138-

692

12

3A

ÑO

S0.

67<

692

12

1A

ÑO

2.00

3.3.

LIM

PIE

ZA D

E A

ISLA

MIE

NTO

.P

RU

EB

AS

230-

161

22

44

AÑ

OS

1.00

138-

692

12

3A

ÑO

S0.

67<

692

12

1A

ÑO

2.00

3.4.

PR

UE

BA

S D

E F

AC

TOR

DE

P

RU

EB

AS

230-

161

22

44

AÑ

OS

1.00

PO

TEN

CIA

.13

8-69

21

23

AÑ

OS

0.67

< 69

21

21

AÑ

O2.

00

3.5.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

EP

RU

EB

AS

230-

161

22

44

AÑ

OS

1.00

AIS

LAM

IEN

TO .

138-

692

12

3A

ÑO

S0.

67<

692

12

1A

ÑO

2.00

3.6.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

E

PR

UE

BA

S23

0-16

12

12

4A

ÑO

S0.

50C

ON

TAC

TOS

.13

8-69

20.

51

3A

ÑO

S0.

33<

692

0.5

11

AÑ

O1.

00

RE

VIS

ION

8202

28

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AN

EXO

"A

"

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

CR

ED

ITO

S A

NU

ALE

SC

RE

DIT

OS

VALO

RIZ

AC

ION

DE

CR

EDIT

OS

DE

TRA

BA

JO P

OR

AC

TIVI

DA

D

No.

-A

CTI

VID

AD

HO

RA

SP

ER

IOD

ICID

AD

9012

0195

1616

·020

927

TIPO

DE

TEN

SIO

NPE

RSO

NAL

MAN

TEN

IMIE

NTO

KVN

ECES

ARIO

230-

161

138-

69<

6923

0-16

113

8-69

< 69

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SUBD

IREC

CIO

N D

E TR

ANSM

ISIO

N, T

RAN

SFO

RM

ACIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

ADO

RA

DE

TRAN

SMIS

ION

Y T

RAN

SFO

RM

ACIO

NG

EREN

CIA

DE

SUBE

STAC

ION

ES Y

LIN

EAS

AN

EXO

"A

"

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

CR

EDIT

OS

ANU

ALES

CR

EDIT

OS

VALO

RIZ

AC

ION

DE

CR

EDIT

OS

DE

TRA

BA

JO P

OR

AC

TIVI

DA

D

No.

-AC

TIVI

DAD

HO

RAS

PER

IOD

ICID

AD

3.7.

PRU

EBAS

A B

OQ

UIL

LAS.

PRU

EBAS

230-

161

21

24

AÑO

S0.

5013

8-69

21

23

AÑO

S0.

67<

692

0.5

11

AÑO

1.00

3.8.

PRU

EBAS

DE

SIN

CR

ON

ISM

O Y

PRU

EBAS

230-

161

22

44

AÑO

S1.

00TI

EMPO

S D

E O

PER

ACIÓ

N.

138-

692

12

3AÑ

OS

0.67

< 69

21

21

AÑO

2.00

3.9.

PRU

EBAS

DIE

LEC

TRIC

ASPR

UEB

AS23

0-16

12

24

1AÑ

O4.

00AL

AC

EITE

.13

8-69

21

21

AÑO

2.00

< 69

21

21

AÑO

2.00

3.10

.M

ANTE

NIM

IEN

TO A

CAM

ARAS

DE

MAY

OR

230-

161

432

128

10AÑ

OS

12.8

0EX

TIN

CIO

N .

138-

694

2496

4AÑ

OS

24.0

0<

692

1224

2AÑ

OS

12.0

0

3.11

.R

EVIS

ION

Y L

IMPI

EZA

AL

MEN

OR

230-

161

21

21

AÑO

2.00

GAB

INET

E D

E C

ON

TRO

L.13

8-69

21

21

AÑO

2.00

< 69

21

21

AÑO

2.00

3.12

.M

ANTE

NIM

IEN

TO A

MEC

ANIS

MO

DE

MAY

OR

230-

161

28

164

AÑO

S4.

00AC

CIO

NAM

IEN

TO.

138-

692

816

4AÑ

OS

4.00

< 69

24

82

AÑO

S4.

00

3.13

.PI

NTU

RA.

MAY

OR

230-

161

216

3210

AÑO

S3.

2013

8-69

216

3210

AÑO

S3.

20<

692

816

10AÑ

OS

1.60

REV

ISIO

N82

0228

9012

0195

1616

·020

927

TIP

O D

ETE

NS

ION

PE

RS

ON

AL

MA

NTE

NIM

IEN

TOK

VN

EC

ES

AR

IO23

0-16

113

8-69

< 69

230-

161

138-

69<

69

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AN

EXO

"A

"

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

CR

ED

ITO

S A

NU

ALE

SC

RE

DIT

OS

VALO

RIZ

AC

ION

DE

CR

EDIT

OS

DE

TRA

BA

JO P

OR

AC

TIVI

DA

D

No.

-A

CTI

VID

AD

HO

RA

SP

ER

IOD

ICID

AD

3.14

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

OTO

-M

EN

OR

230-

161

22

41

AÑ

O4.

00C

OM

PR

ES

OR

ES

Y A

UX

ILIA

RE

S.

138-

692

24

1A

ÑO

4.00

< 69

21

21

AÑ

O2.

00

3.15

.P

UR

GA

DO

DE

DE

PO

SIT

OS

DE

AIR

EM

EN

OR

230-

161

20.

51

1M

ES

12.0

0Y

VE

RIF

ICA

CIO

N D

E P

RE

SIO

NE

S.

138-

692

0.5

11

ME

S12

.00

< 69

20.

51

1M

ES

12.0

0

3.16

.P

RU

EB

AS

DE

CO

NTR

OL

YP

RU

EB

AS

230-

161

24

84

AÑ

OS

2.00

OP

ER

AC

IÓN

(ALA

RM

AS

, DIS

PA

RO

S Y

13

8-69

24

84

AÑ

OS

2.00

BLO

QU

EO

S).

< 69

21

21

AÑ

O2.

00

3.17

.C

AM

BIO

DE

AC

EIT

E A

ISLA

NTE

.M

AY

OR

230-

161

216

3210

AÑ

OS

3.20

138-

692

1632

4A

ÑO

S8.

00<

692

816

2A

ÑO

S8.

00

3.18

.A

PLI

CA

CIÓ

N O

RE

EM

PLA

ZO D

E

ME

NO

R23

0-16

12

1224

4A

ÑO

S6.

00R

EC

UB

RIM

IEN

TO13

8-69

212

244

AÑ

OS

6.00

AN

TIC

ON

TAM

INA

NTE

.<

692

48

4A

ÑO

S2.

00

3.19

.LA

VA

DO

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N V

IVO

.M

EN

OR

230-

161

21

26

ME

SE

S4.

0013

8-69

21

26

ME

SE

S4.

00<

692

0.5

16

ME

SE

S2.

00

TOTA

L27

723

395

TOTA

L63

7663

NO

TAS:

- LA

PE

RIO

DIC

IDA

D IN

DIC

AD

A P

UE

DE

VA

RIA

R D

EP

EN

DIE

ND

O D

E L

AS

CO

ND

ICIO

NE

S P

AR

TIC

ULA

RE

S D

E C

AD

A IN

STA

LAC

ION

.

RE

VIS

ION

8202

2890

1201

9516

16·0

2092

7

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: M

AYO

R -HIS

TOR

IAL

DE

L IN

TER

RU

PTO

R .

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.12

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A C

AM

AR

AS

DE

C

AP

ITU

LO 8

00.

EX

TIN

CIO

N Y

CO

LUM

NA

S P

OLA

RE

S .

TO

RE

S D

E 4

20 K

V C

FEV

5420

-58.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

.

TO

RE

S D

E 2

45 K

V C

FEV

5245

-57.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -G

UIA

S D

E M

ON

TAJE

Y P

UE

STA

EN

SE

RV

ICIO

DE

INTE

RR

UP

TOR

ES

. -H

ISTO

RIA

L D

EL

INTE

RR

UP

TOR

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.14

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

EC

AN

ISM

O D

E

CA

PIT

ULO

800

.

AC

CIO

NA

MIE

NTO

.

TOR

ES

DE

420

KV

CFE

V54

20-5

8. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

TO

RE

S D

E 2

45 K

V C

FEV

5245

-57.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -G

UIA

S D

E M

ON

TAJE

Y P

UE

STA

EN

SE

RV

ICIO

DE

INTE

RR

UP

TOR

ES

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.16

.P

INTU

RA

.

CA

PIT

ULO

800

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

-HIS

TOR

IAL

DE

L IN

TER

RU

PTO

R .

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.18

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

OTO

-

CA

PIT

ULO

800

.

CO

MP

RE

SO

RE

S Y

AU

XIL

IAR

ES

.

TOR

ES

DE

420

KV

CFE

V54

20-5

8. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

TO

RE

S D

E 2

45 K

V C

FEV

5245

-57.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -G

UIA

S D

E M

ON

TAJE

Y P

UE

STA

EN

SE

RV

ICIO

DE

INTE

RR

UP

TOR

ES

. 9506

16´0

2092

7

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

9012

01

Y

AP

LIC

AC

IÓN

DE

RE

CU

BR

IMIE

NTO

S A

NTI

CO

RR

OS

IVO

S.

-CFE

-L-0

000-

15 C

OD

IGO

DE

CO

LOR

ES

.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

NE

S C

FE-D

8500

/1,2

SE

LEC

CIÓ

N

RE

VIS

ION

8202

28

PR

OC

ED

IMIE

NTO

SA

CTI

VID

AD

RE

GLA

S, A

CC

ES

OR

IOS

Y E

QU

IPO

DE

SE

GU

RID

AD

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

GU

IAS

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

AN

EXO

"B

"

No.

-

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO :

MA

YOR

2.12

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A C

AM

AR

AS

DE

EX

TIN

CIO

N Y

CO

LUM

NA

S P

OLA

RE

S .

2.14

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

EC

AN

ISM

O D

EA

CC

ION

AM

IEN

TO.

2.16

.P

INTU

RA

.

2.18

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

OTO

-C

OM

PR

ES

OR

ES

Y A

UX

ILIA

RE

S.

8202

28

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S,

ES

CA

LER

AS

, TR

AP

O ,

SO

LVE

NTE

S, C

OM

PR

ES

OR

, CIN

TAS

AD

HE

SIV

AS

, PIS

TOLA

PA

RA

PIN

TAR

, PIN

TUR

A Y

AN

DA

MIO

S.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, L

OTE

DE

HE

RR

AM

IEN

TAS

ES

PE

CIA

LES

, TR

AP

O ,

SO

LVE

NTE

S, L

UB

RIC

AN

TES

Y L

OTE

DE

RE

FAC

CIO

NE

S Y

MA

TER

IALE

S

ES

PE

CIA

LES

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO M

AY

OR

A C

OM

PR

ES

OR

.

AN

EXO

"B

"

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

GU

IA D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

AC

TIV

IDA

DE

QU

IPO

S ,

MA

TER

IALE

S Y

HE

RR

AM

IEN

TAS

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, L

OTE

DE

HE

RR

AM

IEN

TAS

ES

PE

CIA

LES

, AN

DA

MIO

S, E

SC

ALE

RA

S, T

RA

PO

, S

OLV

EN

TES

, GR

UA

Y L

OTE

DE

RE

FAC

CIO

NES

YM

ATE

RIA

LES

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO M

AY

OR

.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, L

OTE

DE

HE

RR

AM

IEN

TAS

ES

PE

CIA

LES

, E

SC

ALE

RA

S, T

RA

PO

, SO

LVE

NTE

S, L

UB

RIC

AN

TES

Y L

OTE

DE

RE

FAC

CIO

NE

S Y

M

ATE

RIA

LES

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO M

AY

OR

AL

ME

CA

NIS

MO

.

RE

VIS

ION

9012

0195

0616

O2O

927

TIPO DE MANTENIMIENTO: MAYOR

400 230-161 138-69 < 69

2.12. MANTENIMIENTO A CAMARAS DE P 256 128 96 24

EXTINCION Y COLUMNAS POLARES . R

2.14. MANTENIMIENTO A MECANISMO DE P 96 64 24 16

ACCIONAMIENTO. R

2.16. PINTURA. P 32 24 16 12

R

2.18. MANTENIMIENTO A MOTO - P 32 32 32 16

COMPRESORES Y AUXILIARES. R

901201 950616 ´020927REVISION 820228

ANEXO "B"

2.- INTERRUPTORES DE POTENCIA 400 A 13.8 KV

CREDITOSNo.- ACTIVIDAD OBSERVACIONES

GUIAS DE MANTENIMIENTO

C O M I S I O N F E D E R A L D E E L E C T R I C I D A DSUBDIRECCION DE TRANSMISION, TRANSFORMACION Y CONTROL

COORDINADORA DE TRANSMISION Y TRANSFORMACIONGERENCIA DE SUBESTACIONES Y LINEAS

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: M

ENO

R

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.13

.R

EV

ISIO

N Y

LIM

PIE

ZA A

L

CA

PIT

ULO

800

.

GA

BIN

ETE

DE

CO

NTR

OL.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.15

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

EC

AN

ISM

O D

E

TOR

ES

DE

420

KV

CFE

V54

20-5

8.

CA

PIT

ULO

800

.

AC

CIO

NA

MIE

NTO

. -E

SP

EC

IFIC

AC

ION

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO O

RE

PA

RA

CIO

N D

E IN

TER

RU

P-

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

TO

RE

S D

E 2

45 K

V C

FEV

5245

-57.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -E

SP

EC

IFIC

AC

ION

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO O

RE

PA

RA

CIO

N D

E IN

TER

RU

P-

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.17

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

OTO

-

TOR

ES

DE

420

KV

CFE

V54

20-5

8.

CA

PIT

ULO

800

.

CO

MP

RE

SO

RE

S Y

AU

XIL

IAR

ES

. -E

SP

EC

IFIC

AC

ION

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO O

RE

PA

RA

CIO

N D

E IN

TER

RU

P-

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

TO

RE

S D

E 2

45 K

V C

FEV

5245

-57.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.19

.P

UR

GA

DO

DE

DE

PO

SIT

OS

DE

AIR

E

CA

PIT

ULO

800

.

Y V

ER

IFIC

AC

ION

DE

PR

ES

ION

ES

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

9506

16´0

2092

7

RE

GLA

S, A

CC

ES

OR

IOS

Y E

QU

IPO

DE

SE

GU

RID

AD

9012

01

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE.

AN

EXO

"B

"G

UIA

S D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

RE

VIS

ION

8202

28

No.

-A

CTI

VID

AD

PR

OC

ED

IMIE

NTO

S

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: M

ENO

R -ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.21

.C

AM

BIO

DE

AC

EIT

E A

ISLA

NTE

A

TOR

ES

DE

420

KV

CFE

V54

20-5

8.

CA

PIT

ULO

800

.

CA

MA

RA

S R

UP

TOR

AS

EN

P.V

.A.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

.

TO

RE

S D

E 2

45 K

V C

FEV

5245

-57.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.22

.A

PLI

CA

CIÓ

N O

RE

EM

PLA

ZO D

E

C

AP

ITU

LO 8

00.

RE

CU

BR

IMIE

NTO

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

AN

TIC

ON

TAM

INA

NTE

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N C

FE-L

0000

-06

(CO

OR

DIN

AC

ION

DE

AIS

LAM

IEN

TO).

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.23

.LA

VA

DO

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N V

IVO

. -P

RO

CE

DIM

IEN

TO C

FE-C

TT,G

SL-

001,

(MA

NTE

NIM

IEN

TO E

N L

T´S

).

CA

PIT

ULO

800

.

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

DE

LA

VA

DO

EN

LIN

EA

S E

NE

RG

IZA

DA

S (A

.B. C

HA

NC

E).

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-CO

NC

EP

TO N

o. 2

5 LA

VA

DO

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N V

IVO

DE

L C

ATA

LOG

O -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

D

E A

CTI

VID

AD

ES

DE

L P

RO

CE

DIM

IEN

TO D

E C

RE

DIT

OS

DE

TR

AB

AJO

DE

-U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

L

INE

AS

DE

TR

AN

SM

ISIO

N.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

.

9506

16´0

2092

790

1201

AN

EXO

"B

"G

UIA

S D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

No.

-

-RE

CO

ME

ND

AC

ION

ES

DE

L FA

BR

ICA

NTE

.

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AC

TIV

IDA

DP

RO

CE

DIM

IEN

TOS

RE

GLA

S, A

CC

ES

OR

IOS

Y E

QU

IPO

DE

SE

GU

RID

AD

RE

VIS

ION

8202

28

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO :

MEN

OR

2.13

.R

EVIS

ION

Y L

IMPI

EZA

AL

GAB

INET

E D

E C

ON

TRO

L.

2.15

.M

ANTE

NIM

IEN

TO A

MEC

ANIS

MO

DE

ACC

ION

AMIE

NTO

.

2.17

.M

ANTE

NIM

IEN

TO A

MO

TO -

CO

MPR

ESO

RES

Y A

UXI

LIAR

ES.

2.19

.PU

RG

ADO

DE

DEP

OSI

TOS

DE

AIR

EY

VER

IFIC

ACIO

N D

E PR

ESIO

NES

.

2.21

.C

AMBI

O D

E AC

EITE

AIS

LAN

TE A

CAM

ARAS

RU

PTO

RAS

EN

P.V

.A..

2.22

.AP

LIC

ACIÓ

N O

REE

MPL

AZO

DE

REC

UBR

IMIE

NTO

ANTI

CO

NTA

MIN

ANTE

.

2.23

.LA

VAD

O D

E AI

SLAM

IEN

TO E

N V

IVO

8202

28

ACTI

VID

AD

AN

EXO

"B

"

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

GU

IA D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

REV

ISIO

N

LOTE

BAS

ICO

DE

HER

RAM

IEN

TAS,

EQ

UIP

O D

E LA

VAD

O E

N V

IVO

, MED

IDO

R D

E C

ON

DU

CTI

VID

AD, A

GU

A D

ESM

INER

ALIZ

ADA

Y C

ANAS

TILL

A AI

SLAD

A.

LOTE

BAS

ICO

DE

HER

RAM

IEN

TAS,

TR

APO

, SO

LVEN

TES,

REC

UBR

IMIE

NTO

, ESP

ATU

LA, C

OM

PRES

OR

, MAN

GU

ERAS

, PIS

TOLA

, AN

DAM

IO Y

/O C

ANAS

TILL

A.

LOTE

BAS

ICO

DE

HER

RAM

IEN

TAS,

TR

APO

, SO

LVEN

TES,

MU

LTIM

ETR

O, B

OM

BA P

ARA

ACEI

TE, M

ANG

UER

AS, E

SCAL

ERA,

AC

EITE

Y R

ECIP

IEN

TE P

ARA

ACEI

TESU

CIO

.

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SUBD

IREC

CIO

N D

E TR

ANSM

ISIO

N, T

RAN

SFO

RM

ACIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

ADO

RA

DE

TRAN

SMIS

ION

Y T

RAN

SFO

RM

ACIO

NG

EREN

CIA

DE

SUBE

STAC

ION

ES Y

LIN

EAS

LOTE

BAS

ICO

DE

HER

RAM

IEN

TAS,

LO

TE D

E H

ERR

AMIE

NTA

S ES

PEC

IALE

S, E

SCAL

ERAS

, TR

APO

, SO

LVEN

TES,

LU

BRIC

ANTE

S Y

LOTE

DE

REF

ACC

ION

ES Y

M

ATER

IALE

S PA

RA

MAN

TEN

IMIE

NTO

MEN

OR

AL

MEC

ANIS

MO

.

TRAP

O ,

SOLV

ENTE

, ASP

IRAD

OR

A, B

RO

CH

AS, P

RO

TEC

TOR

DE

CO

RR

OSI

ON

, EM

PAQ

UES

PAR

A G

ABIN

ETE,

SEL

LAD

OR

DE

DU

CTO

S.

EQU

IPO

S , M

ATER

IALE

S Y

HER

RAM

IEN

TAS

9012

0195

0616

O2O

927

LOTE

BAS

ICO

DE

HER

RAM

IEN

TAS,

TR

APO

, SO

LVEN

TES,

LU

BRIC

ANTE

S.

LOTE

BAS

ICO

DE

HER

RAM

IEN

TAS,

HER

RAM

IEN

TAS

ESPE

CIA

LES,

TR

APO

, SO

LVEN

TES,

LU

BRIC

ANTE

S Y

LOTE

DE

REF

ACC

ION

ES B

ASIC

OS

PAR

A M

ANTT

O. A

C

OM

PRES

OR

, LO

TE D

E EM

PAQ

UES

O M

ATER

IAL

PAR

A SU

FAB

RIC

ACIO

N.

TIPO DE MANTENIMIENTO: MENOR

400 230-161 138-69 < 69

2.13. REVISION Y LIMPIEZA AL P 4 4 2 2

GABINETE DE CONTROL. R

2.15. MANTENIMIENTO A MECANISMO DE P 8 8 4 2

ACCIONAMIENTO. R

2.17. MANTENIMIENTO A MOTO - P 8 6 4 2

COMPRESORES Y AUXILIARES. R

2.19. PURGADO DE DEPOSITOS DE AIRE P 0.5 0.5 0.5 0.5

Y VERIFICACION DE PRESIONES. R

2.21. CAMBIO DE ACEITE AISLANTE A P 64 24 16 8

CAMARAS RUPTORAS EN P.V.A. R

2.22. APLICACIÓN O REEMPLAZO DE P 32 24 24 8

RECUBRIMIENTO R

ANTICONTAMINANTE.

2.23. LAVADO DE AISLAMIENTO EN VIVO. P 4 4 2 1

R

901201 950616 ´020927


OBSERVACIONESNo.- ACTIVIDADCREDITOS




ANEXO "B"

REVISION 820228

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: P

RU

EBA

S

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.1.

DE

SC

ON

EX

ION

Y C

ON

EX

ION

C

AP

ITU

LO 8

00.

DE

L E

QU

IPO

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.2.

PR

EP

AR

AC

ION

DE

EQ

UIP

OS

C

AP

ITU

LO 8

00.

DE

PR

UE

BA

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.3.

LIM

PIE

ZA D

E A

ISLA

MIE

NTO

.

CA

PIT

ULO

800

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.4.

PR

UE

BA

S D

E F

AC

TOR

DE

CA

PIT

ULO

800

.

PO

TEN

CIA

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

9506

16´0

2092

790

1201

P

OTE

NC

IA D

E A

ISLA

MIE

NTO

SG

P-A

003-

S.

PR

OC

ED

IMIE

NTO

S

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

SA

NEX

O "

B"

GU

IAS

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO

-RE

GLA

S D

EL

DE

SP

AC

HO

Y O

PE

RA

CIÓ

N D

EL

SIS

TEM

A E

LEC

TRIC

O

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

RE

GLA

S, A

CC

ES

OR

IOS

Y E

QU

IPO

DE

SE

GU

RID

AD

N

AC

ION

AL.

N

AC

ION

AL.

No.

-

RE

VIS

ION

8202

28

-IN

STR

UC

TIV

OS

DE

L FA

BR

ICA

NTE

.

-RE

GLA

S D

EL

DE

SP

AC

HO

Y O

PE

RA

CIÓ

N D

EL

SIS

TEM

A E

LEC

TRIC

O

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S D

E F

AC

TOR

DE

AC

TIV

IDA

D

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: P

RU

EBA

S

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.5.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

E

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N E

QU

IPO

ELE

CTR

ICO

SG

P-A

001-

S.

C

AP

ITU

LO 8

00.

AIS

LAM

IEN

TO .

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.6.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

E

D

E C

ON

TAC

TOS

CFE

-GG

T-02

7-S

.

CA

PIT

ULO

800

.

CO

NTA

CTO

S.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.7.

PR

UE

BA

S A

BO

QU

ILLA

S.

C

AP

ITU

LO 8

00.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.8.

PR

UE

BA

S D

E S

INC

RO

NIS

MO

Y

OP

ER

AC

IÓN

CFE

-SG

P-A

002-

S.

C

AP

ITU

LO 8

00.

TIE

MP

OS

DE

OP

ER

AC

IÓN

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

EX

TIN

TOR

ES

, CA

LZA

DO

Y R

OP

A D

E T

RA

BA

JO.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.9.

PR

UE

BA

S D

IELE

CTR

ICA

S

CA

PIT

ULO

800

.

AL

AC

EIT

E.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

.

9506

16´0

2092

790

1201

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

RE

GLA

S, A

CC

ES

OR

IOS

Y E

QU

IPO

DE

SE

GU

RID

AD

AC

TIV

IDA

DP

RO

CE

DIM

IEN

TOS

D

E A

CE

ITE

AIS

LAN

TE E

N C

AM

PO

.

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S A

BO

QU

ILLA

S G

GT-

A02

3-S

.

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA

AN

EXO

"B

"G

UIA

S D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

No.

-

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S D

E S

INC

RO

NIS

MO

Y T

IEM

PO

S D

E

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

SG

P-A

009-

S P

AR

A P

RU

EB

AS

RE

VIS

ION

8202

28

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: P

RU

EBA

S

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

2.10

.P

RU

EB

AS

AL

GA

S S

F6.

-MA

NU

AL

DE

GA

S S

F6 E

N O

PE

RA

CIO

N.

C

AP

ITU

LO 8

00.

-MA

NU

AL

DE

MA

NE

JO D

EL

GA

S S

F6, C

FE.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.11

.P

RU

EB

AS

DE

INTE

GR

IDA

D D

E

C

AP

ITU

LO 8

00.

VA

CIO

EN

CA

MA

RA

S.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

2.20

.P

RU

EB

AS

DE

CO

NTR

OL

Y

CA

PIT

ULO

800

.

OP

ER

AC

IÓN

(ALA

RM

AS

, DIS

PA

RO

S Y

-B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

.

BLO

QU

EO

S).

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E E

XTI

NTO

RE

S, C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

DE

TR

AB

AJO

.

9506

16´0

2092

7

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

No.

-A

CTI

VID

AD

PR

OC

ED

IMIE

NTO

SR

EG

LAS

, AC

CE

SO

RIO

S Y

EQ

UIP

O D

E S

EG

UR

IDA

D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

SA

NEX

O "

B"

GU

IAS

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO

RE

VIS

ION

8202

28

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE.

-GU

IAS

DE

MO

NTA

JE Y

PU

ES

TA E

N S

ER

VIC

IO.

9012

01

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO :

PRU

EBA

S

2.1.

DES

CO

NEX

ION

Y C

ON

EXIO

ND

EL E

QU

IPO

.

2.2.

PREP

ARAC

ION

DE

EQU

IPO

SD

E PR

UEB

A.

2.3.

LIM

PIEZ

A D

E AI

SLAM

IEN

TO.

2.4.

PRU

EBAS

DE

FAC

TOR

DE

POTE

NC

IA.

2.5.

PRU

EBAS

DE

RES

ISTE

NC

IA D

EAI

SLAM

IEN

TO .

2.6.

PRU

EBAS

DE

RES

ISTE

NC

IA D

E C

ON

TAC

TOS.

2.7.

PRU

EBAS

A B

OQ

UIL

LAS.

8202

28

EQU

IPO

S , M

ATER

IALE

S Y

HER

RAM

IEN

TAS

REV

ISIO

N90

1201

9506

16

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SUBD

IREC

CIO

N D

E TR

ANSM

ISIO

N, T

RAN

SFO

RM

ACIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

ADO

RA

DE

TRAN

SMIS

ION

Y T

RAN

SFO

RM

ACIO

NG

EREN

CIA

DE

SUBE

STAC

ION

ES Y

LIN

EAS

ACTI

VID

AD

AN

EXO

"B

"

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

GU

IA D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

LOTE

BAS

ICO

DE

HER

RAM

IEN

TAS

Y ES

CAL

ERAS

.

EQU

IPO

DE

PRU

EBAS

FAC

TOR

DE

POTE

NC

IA Y

FO

RM

ATO

DE

PRU

EBAS

NO

RM

ALIZ

ADO

.

TRAP

O, S

OLV

ENTE

DIE

LEC

TRIC

O, F

IBR

AS, A

GU

A Y

DET

ERG

ENTE

.

LOTE

BAS

ICO

DE

HER

RAM

IEN

TAS,

TER

MO

MET

RO

, HIG

RO

MET

RO

, EXT

ENSI

ON

ES E

LEC

TRIC

AS, M

ULT

IMET

RO

.

EQU

IPO

DE

PRU

EBAS

FAC

TOR

DE

POTE

NC

IA Y

FO

RM

ATO

DE

PRU

EBAS

NO

RM

ALIZ

ADO

.

EQU

IPO

DE

PRU

EBA

DE

RES

ISTE

NC

IA D

E C

ON

TAC

TOS

Y FO

RM

ATO

DE

PRU

EBAS

NO

RM

ALIZ

ADO

.

EQU

IPO

DE

PRU

EBA

DE

RES

ISTE

NC

IA D

E AI

SLAM

IEN

TO Y

FO

RM

ATO

DE

PRU

EBAS

NO

RM

ALIZ

ADO

.

O2O

927

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO :

PRU

EBA

S

GU

IA D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AC

TIV

IDA

D

AN

EXO

"B

"

2.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

400

A 1

3.8

KV

(SF6

, P.V

.A.,

AIR

E Y

VAC

IO)

EQ

UIP

OS

, M

ATE

RIA

LES

Y H

ER

RA

MIE

NTA

S

2.8.

PR

UE

BA

S D

E S

INC

RO

NIS

MO

YTI

EM

PO

S D

E O

PE

RA

CIO

N.

2.9.

PR

UE

BA

S D

IELE

CTR

ICA

SA

L A

CE

ITE

.

2.10

.P

RU

EB

AS

AL

GA

S S

F6.

2.11

.P

RU

EB

AS

DE

INTE

GR

IDA

D D

E

VA

CIO

EN

CA

MA

RA

S.

2.20

.P

RU

EB

AS

DE

CO

NTR

OL

YO

PE

RA

CIÓ

N (A

LAR

MA

S, D

ISP

AR

OS

Y

BLO

QU

EO

S)

8202

28 O

2O92

7

EQ

UIP

O D

E P

RU

EB

AS

FA

CTO

R D

E P

OTE

NC

IA C

ON

SU

CO

PA

, PR

OB

AD

OR

DE

RIG

IDE

Z D

IELE

CTR

ICA

Y F

OR

MA

TO D

E P

RU

EB

AS

NO

RM

ALI

ZAD

O.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S.

EQ

UIP

O M

ED

IDO

R D

E P

UN

TO D

E R

OC

IO P

AR

A G

AS

SF6

, AM

PO

LLE

TA P

AR

A M

ED

IR A

CID

EZ

Y F

OR

MA

TO D

E L

EC

TUR

AS

NO

RM

ALI

ZAD

O.

RE

VIS

ION

9012

0195

0616

EQ

UIP

O D

E P

RU

EB

AS

TIE

MP

OS

DE

OP

ER

AC

ION

Y/O

SIN

CR

ON

ISM

O Y

FO

RM

ATO

DE

PR

UE

BA

S N

OR

MA

LIZA

DO

.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, T

RA

PO

IND

US

TRIA

L, S

OLV

EN

TES

, MU

LTIM

ETR

O, P

RO

BA

DO

R D

E A

ISLA

MIE

NTO

DE

CA

BLE

S, S

ELL

AD

OR

DE

DU

CTO

S,

TER

MO

ME

TRO

Y M

AN

OM

ETR

O P

ATR

ON

, PR

OTE

CTO

R A

NTI

OX

IDA

NTE

, ES

CA

LER

A Y

FO

RM

ATO

DE

PR

UE

BA

S N

OR

MA

LIZA

DO

.

TIPO DE MANTENIMIENTO: PRUEBAS

400 230-161 138-69 < 69

2.1. DESCONEXION Y CONEXION P 2 2 1 1

DEL EQUIPO. R

2.2. PREPARACION DE EQUIPOS P 2 2 2 2

DE PRUEBA. R

2.3. LIMPIEZA DE AISLAMIENTO. P 8 6 2 2

R

2.4. PRUEBAS DE FACTOR DE P 8 4 2 2

POTENCIA. R

2.5. PRUEBAS DE RESISTENCIA DE P 8 4 2 2

AISLAMIENTO . R

2.6. PRUEBAS DE RESISTENCIA DE P 2 2 1 1

CONTACTOS. R

2.7. PRUEBAS A BOQUILLAS. P 0 2 2 1

R

2.8. PRUEBAS DE SINCRONISMO Y P 6 4 2 2

TIEMPOS DE OPERACIÓN. R

2.9. PRUEBAS DIELECTRICAS P 4 4 2 2

AL ACEITE. R

901201 950616 ´020927

CREDITOS



REVISION 820228

ANEXO "B"



OBSERVACIONESNo.- ACTIVIDAD

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: M

AYO

R -HIS

TOR

IAL

DE

L IN

TER

RU

PTO

R .

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

3.10

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A C

AM

AR

AS

DE

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

-

CA

PIT

ULO

800

.

EX

TIN

CIO

N .

TO

RE

S D

E 2

45 K

V C

FEV

5245

-57.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

-GU

IAS

DE

MO

NTA

JE Y

PU

ES

TA E

N S

ER

VIC

IO D

E IN

TER

RU

PTO

RE

S.

-HIS

TOR

IAL

DE

L IN

TER

RU

PTO

R .

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

3.12

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

EC

AN

ISM

O D

E -E

SP

EC

IFIC

AC

ION

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO O

RE

PA

RA

CIO

N D

E IN

TER

RU

P-

C

AP

ITU

LO 8

00.

AC

CIO

NA

MIE

NTO

.

TOR

ES

DE

245

KV

CFE

V52

45-5

7. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

-GU

IAS

DE

MO

NTA

JE Y

PU

ES

TA E

N S

ER

VIC

IO D

E IN

TER

RU

PTO

RE

S.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

3.13

.P

INTU

RA

.

CA

PIT

ULO

800

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

-HIS

TOR

IAL

DE

L IN

TER

RU

PTO

R .

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

3.17

.C

AM

BIO

DE

AC

EIT

E A

ISLA

NTE

. -E

SP

EC

IFIC

AC

ION

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO O

RE

PA

RA

CIO

N D

E IN

TER

RU

P-

C

AP

ITU

LO 8

00.

TO

RE

S D

E 2

45 K

V C

FEV

5245

-57.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

-GU

IAS

DE

MO

NTA

JE Y

PU

ES

TA E

N S

ER

VIC

IO D

E IN

TER

RU

PTO

RE

S.

9012

0195

0616

´020

927

RE

GLA

S, A

CC

ES

OR

IOS

Y E

QU

IPO

DE

SE

GU

RID

AD

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

NE

S C

FE-D

8500

/1,2

SE

LEC

CIÓ

N

Y A

PLI

CA

CIÓ

N D

E R

EC

UB

RIM

IEN

TOS

AN

TIC

OR

RO

SIV

OS

. -C

FE-L

-000

0-15

CO

DIG

O D

E C

OLO

RE

S.

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N

AC

TIV

IDA

DN

o.-

PR

OC

ED

IMIE

NTO

S

RE

VIS

ION

GE

RE

NC

IA D

E S

UB

ES

TAC

ION

ES

Y L

INE

AS

AN

EXO

"B

"G

UIA

S D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

8202

28

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO :

MA

YOR

3.10

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A C

AM

AR

AS

DE

EX

TIN

CIO

N.

3.12

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

EC

AN

ISM

O D

EA

CC

ION

AM

IEN

TO.

3.13

.P

INTU

RA

.

3.17

.C

AM

BIO

DE

AC

EIT

E A

ISLA

NTE

.

8202

2890

1201

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AN

EXO

"B

"

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

GU

IA D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

RE

VIS

ION

AC

TIV

IDA

D

9506

16O

2O92

7

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, T

RA

PO

, M

AN

GU

ER

AS

PA

RA

AC

EIT

E,

BO

MB

A D

E A

CE

ITE

, MA

QU

INA

PA

RA

TR

ATA

MIE

NTO

DE

L A

CE

ITE

Y R

EC

IPIE

NTE

PA

RA

AC

EIT

E.

EQ

UIP

OS

, MA

TER

IALE

S Y

HE

RR

AM

IEN

TAS

.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, L

OTE

DE

HE

RR

AM

IEN

TAS

ES

PE

CIA

LES

, AN

DA

MIO

S, E

SC

ALE

RA

S, T

RA

PO

, SO

LVE

NTE

S, L

OTE

DE

R

EFA

CC

ION

ES

Y M

ATE

RIA

LES

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO A

LA

S C

AM

AR

AS

DE

EX

TIN

CIO

N, B

OM

BA

PA

RA

AC

EIT

E Y

RE

CIP

IEN

TE P

AR

A E

L A

CE

ITE

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, L

OTE

DE

HE

RR

AM

IEN

TAS

ES

PE

CIA

LES

, ES

CA

LER

A, T

RA

PO

, SO

LVE

NTE

S, L

UB

RIC

AN

TES

, LO

TE D

E

RE

FAC

CIO

NE

S Y

MA

TER

IALE

S P

AR

A E

L M

AN

TEN

IMIE

NTO

AL

ME

CA

NIS

MO

.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, E

SC

ALE

RA

, TR

AP

O, S

OLV

EN

TE, C

OM

PR

ES

OR

DE

AIR

E, C

INTA

S A

DH

ES

IVA

S, P

ISTO

LA P

AR

A P

INTA

R

Y P

INTU

RA

.

TIPO DE MANTENIMIENTO: MAYOR

230-161 138-69 < 69

3.10. MANTENIMIENTO A CAMARAS DE P 128 96 24EXTINCION . R

3.12. MANTENIMIENTO A MECANISMO DE P 16 16 8ACCIONAMIENTO. R

3.13. PINTURA. P 32 32 16R

3.17. CAMBIO DE ACEITE AISLANTE . P 32 32 16R

901201 950616 ´020927REVISION 820228

ACTIVIDADCREDITOS

No.- OBSERVACIONES




3.- INTERRUPTORES DE POTENCIA 230 A 13.8 KVG.V.A.

ANEXO "B"

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: M

ENO

R

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

3.11

.R

EV

ISIO

N Y

LIM

PIE

ZA A

L

CA

PIT

ULO

800

.

GA

BIN

ETE

DE

CO

NTR

OL.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N P

AR

A M

AN

TEN

IMIE

NTO

O R

EP

AR

AC

ION

DE

INTE

RR

UP

- -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

3.14

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

OTO

-

TOR

ES

DE

245

KV

CFE

V52

45-5

7.

CA

PIT

ULO

800

.

CO

MP

RE

SO

RE

S Y

AU

XIL

IAR

ES

. -E

SP

EC

IFIC

AC

ION

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO O

RE

PA

RA

CIO

N D

E IN

TER

RU

P-

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

TO

RE

S D

E 1

23 K

V C

FEV

5123

-56.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

3.15

.P

UR

GA

DO

DE

DE

PO

SIT

OS

DE

AIR

E

CA

PIT

ULO

800

.

Y V

ER

IFIC

AC

ION

DE

PR

ES

ION

ES

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

3.18

.A

PLI

CA

CIÓ

N O

RE

EM

PLA

ZO D

E

C

AP

ITU

LO 8

00.

RE

CU

BR

IMIE

NTO

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

AN

TIC

ON

TAM

INA

NTE

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

-ES

PE

CIF

ICA

CIO

N C

FE-L

0000

-06

(CO

OR

DIN

AC

ION

DE

AIS

LAM

IEN

TO).

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,

3.19

.LA

VA

DO

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N V

IVO

. -P

RO

CE

DIM

IEN

TO C

FE-C

TT,G

SL-

001,

(MA

NTE

NIM

IEN

TO E

N L

T´S

). C

AP

ITU

LO 8

00.

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

DE

LA

VA

DO

EN

LIN

EA

S E

NE

RG

IZA

DA

S (A

.B. C

HA

NC

E).

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-CO

NC

EP

TO N

o. 2

5 LA

VA

DO

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N V

IVO

DE

L C

ATA

LOG

O -E

QU

IPO

DE

PU

ES

TA A

TIE

RR

A.

D

E A

CTI

VID

AD

ES

DE

L P

RO

CE

DIM

IEN

TO D

E C

RE

DIT

OS

DE

TR

AB

AJO

DE

-U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

L

INE

AS

DE

TR

AN

SM

ISIO

N.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

.

9012

0195

0616

´020

927

RE

GLA

S, A

CC

ES

OR

IOS

Y E

QU

IPO

DE

SE

GU

RID

AD

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

AN

EXO

"B

"G

UIA

S D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

PR

OC

ED

IMIE

NTO

S

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N

8202

28R

EV

ISIO

N

No.

-A

CTI

VID

AD

GE

RE

NC

IA D

E S

UB

ES

TAC

ION

ES

Y L

INE

AS

-RE

CO

ME

ND

AC

ION

ES

DE

L FA

BR

ICA

NTE

.

-RE

CO

ME

ND

AC

ION

ES

DE

L FA

BR

ICA

NTE

.

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE.

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO ;

MEN

OR

3.11

.R

EV

ISIO

N Y

LIM

PIE

ZA A

LG

AB

INE

TE D

E C

ON

TRO

L.

3.14

.M

AN

TEN

IMIE

NTO

A M

OTO

-C

OM

PR

ES

OR

ES

Y A

UX

ILIA

RE

S.

3.15

.P

UR

GA

DO

DE

DE

PO

SIT

OS

DE

AIR

EY

VE

RIF

ICA

CIO

N D

E P

RE

SIO

NE

S.

3.18

.A

PLI

CA

CIÓ

N O

RE

EM

PLA

ZO D

E

RE

CU

BR

IMIE

NTO

AN

TIC

ON

TAM

INA

NTE

.

3.19

.LA

VA

DO

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N V

IVO

.

8202

28

EQ

UIP

OS

, MA

TER

IALE

S Y

HE

RR

AM

IEN

TAS

.

TRA

PO

, SO

LVE

NTE

, AS

PIR

AD

OR

A, B

RO

CH

AS

, PR

OTE

CTO

R D

E C

OR

RO

SIO

N, E

MP

AQ

UE

S P

AR

A G

AB

INE

TE Y

SE

LLA

DO

R D

E D

UC

TOS

.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

, LO

TE D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S E

SP

EC

IALE

S, T

RA

PO

, SO

LVE

NTE

S, L

UB

RIC

AN

TES

Y L

OTE

DE

R

EFA

CC

ION

ES

BA

SIC

AS

PA

RA

MA

NTE

NIM

IEN

TO M

EN

OR

A C

OM

PR

ES

OR

, LO

TE D

E E

MP

AQ

UE

S O

MA

TER

IAL

PA

RA

SU

FA

BR

ICA

CIO

N.

AC

TIV

IDA

D

9506

16R

EV

ISIO

N

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, T

RA

PO

, SO

LVE

NTE

S Y

LU

BR

ICA

NTE

S

O2O

927

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, T

RA

PO

, SO

LVE

NTE

S, R

EC

UB

RIM

IEN

TO, E

SP

ATU

LA, C

OM

PR

ES

OR

, MA

NG

UE

RA

S, P

ISTO

LA, A

ND

AM

IO

Y/O

CA

NA

STI

LLA

.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, E

QU

IPO

DE

LA

VA

DO

EN

VIV

O, M

ED

IDO

R D

E C

ON

DU

CTI

VID

AD

DE

L A

GU

A, A

GU

A D

ES

MIN

ER

ALI

ZAD

A Y

CA

NA

STI

LLA

AIS

LAD

A.

9012

01

AN

EXO

"B

"

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

GU

IA D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

TIPO DE MANTENIMIENTO: MENOR

230-161 138-69 < 69

3.11. REVISION Y LIMPIEZA AL P 2 2 2GABINETE DE CONTROL. R

3.14. MANTENIMIENTO A MOTO - P 4 4 2COMPRESORES Y AUXILIARES. R

3.15. PURGADO DE DEPOSITOS DE AIRE P 1 1 1Y VERIFICACION DE PRESIONES. R

3.18. APLICACIÓN O REEMPLAZO DE P 24 24 8RECUBRIMIENTO RANTICONTAMINANTE.

3.19. LAVADO DE AISLAMIENTO EN VIVO. P 2 2 1R

901201 950616 ´020927REVISION 820228

ANEXO "B"






TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: P

RU

EBA

S

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,3.

1.D

ES

CO

NE

XIO

N Y

CO

NE

XIÓ

N

CA

PIT

ULO

800

.D

EL

EQ

UIP

O.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

3.2.

PR

EP

AR

AC

ION

DE

EQ

UIP

OS

C

AP

ITU

LO 8

00.

DE

PR

UE

BA

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,3.

3.LI

MP

IEZA

DE

AIS

LAM

IEN

TO.

C

AP

ITU

LO 8

00.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

3.4.

PR

UE

BA

S D

E F

AC

TOR

DE

CA

PIT

ULO

800

.P

OTE

NC

IA.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

3.5.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

E

DE

AIS

LAM

IEN

TO E

N E

QU

IPO

ELE

CTR

ICO

SG

P-A

001-

S.

C

AP

ITU

LO 8

00.

AIS

LAM

IEN

TO .

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

.

9012

0195

0616

´020

927

PR

OC

ED

IMIE

NTO

S

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE.

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA

-RE

GLA

S D

EL

DE

SP

AC

HO

Y O

PE

RA

CIÓ

N D

EL

SIS

TEM

A E

LEC

TRIC

O

GE

RE

NC

IA D

E S

UB

ES

TAC

ION

ES

Y L

INE

AS

AN

EXO

"B

"G

UIA

S D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

RE

GLA

S, A

CC

ES

OR

IOS

Y E

QU

IPO

DE

SE

GU

RID

AD

No.

-A

CTI

VID

AD

N

AC

ION

AL.

N

AC

ION

AL.

P

OTE

NC

IA D

E A

ISLA

MIE

NTO

SG

P-A

003-

S.

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N

RE

VIS

ION

8202

28

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S D

E F

AC

TOR

DE

-RE

GLA

S D

EL

DE

SP

AC

HO

Y O

PE

RA

CIÓ

N D

EL

SIS

TEM

A E

LEC

TRIC

O

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO: P

RU

EBA

S

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,3.

6.P

RU

EB

AS

DE

RE

SIS

TEN

CIA

DE

DE

CO

NTA

CTO

S C

FE-G

GT-

027-

S.

C

AP

ITU

LO 8

00.

CO

NTA

CTO

S.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

3.7.

PR

UE

BA

S A

BO

QU

ILLA

S.

C

AP

ITU

LO 8

00.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

3.8.

PR

UE

BA

S D

E S

INC

RO

NIS

MO

Y

OP

ER

AC

IÓN

CFE

-SG

P-A

002-

S.

C

AP

ITU

LO 8

00.

TIE

MP

OS

DE

OP

ER

AC

IÓN

. -B

OTI

QU

IN D

E P

RIM

ER

OS

AU

XIL

IOS

. -S

OM

BR

ILLA

S Y

SU

US

O A

DE

CU

AD

O.

-US

O D

E L

EN

TES

, GU

AN

TES

, CA

SC

O Y

MA

SC

AR

ILLA

. -U

SO

DE

CA

LZA

DO

Y R

OP

A A

DE

CU

AD

A.

-RE

GLA

ME

NTO

DE

SE

GU

RID

AD

E H

IGIE

NE

DE

CFE

,3.

9.P

RU

EB

AS

DIE

LEC

TRIC

AS

C

AP

ITU

LO 8

00.

AL

AC

EIT

E.

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

. -R

EG

LAM

EN

TO D

E S

EG

UR

IDA

D E

HIG

IEN

E D

E C

FE,

3.16

.P

RU

EB

AS

DE

CO

NTR

OL

Y

CA

PIT

ULO

800

.O

PE

RA

CIÓ

N (A

LAR

MA

S, D

ISP

AR

OS

Y

-BO

TIQ

UIN

DE

PR

IME

RO

S A

UX

ILIO

S.

BLO

QU

EO

S).

-SO

MB

RIL

LAS

Y S

U U

SO

AD

EC

UA

DO

. -U

SO

DE

LE

NTE

S, G

UA

NTE

S, C

AS

CO

Y M

AS

CA

RIL

LA.

-US

O D

E C

ALZ

AD

O Y

RO

PA

AD

EC

UA

DA

.

9012

0195

0616

´020

927

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

SG

P-A

009-

S P

AR

A P

RU

EB

AS

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

AN

EXO

"B

"

G.V

.A.

No.

-A

CTI

VID

AD

PR

OC

ED

IMIE

NTO

SR

EG

LAS

, AC

CE

SO

RIO

S Y

EQ

UIP

O D

E S

EG

UR

IDA

D

RE

VIS

ION

8202

28

-IN

STR

UC

TIV

O D

EL

FAB

RIC

AN

TE.

-GU

IAS

DE

MO

NTA

JE Y

PU

ES

TA E

N S

ER

VIC

IO.

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S A

BO

QU

ILLA

S G

GT-

A02

3-S

.

-PR

OC

ED

IMIE

NTO

PA

RA

PR

UE

BA

S D

E S

INC

RO

NIS

MO

Y T

IEM

PO

S D

E

D

E A

CE

ITE

AIS

LAN

TE E

N C

AM

PO

.

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

GU

IAS

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO :

PRU

EBA

S

3.1.

DE

SC

ON

EX

ION

Y C

ON

EX

ION

DE

L E

QU

IPO

.

3.2.

PR

EP

AR

AC

ION

DE

EQ

UIP

OS

DE

PR

UE

BA

.

3.3.

LIM

PIE

ZA D

E A

ISLA

MIE

NTO

.

3.4.

PR

UE

BA

S D

E F

AC

TOR

DE

P

OTE

NC

IA.

3.5.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

EA

ISLA

MIE

NTO

.

3.6.

PR

UE

BA

S D

E R

ES

ISTE

NC

IA D

E

CO

NTA

CTO

S.

3.7.

PR

UE

BA

S A

BO

QU

ILLA

S.

8202

28R

EV

ISIO

N90

1201

9506

16 O

2O92

7

AC

TIV

IDA

D

AN

EXO

"B

"

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

GU

IA D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

EQ

UIP

O D

E P

RU

EB

AS

FA

CTO

R D

E P

OTE

NC

IA Y

FO

RM

ATO

DE

PR

UE

BA

S N

OR

MA

LIZA

DO

.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S, T

ER

MO

ME

TRO

, HIG

RO

ME

TRO

, EX

TEN

SIO

NE

S E

LEC

TRIC

AS

Y M

ULT

IME

TRO

.

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

S Y

ES

CA

LER

AS

.

EQ

UIP

OS

, MA

TER

IALE

S Y

HE

RR

AM

IEN

TAS

.

EQ

UIP

O D

E P

RU

EB

AS

RE

SIS

TEN

CIA

DE

CO

NTA

CTO

S Y

FO

RM

ATO

DE

PR

UE

BA

S N

OR

MA

LIZA

DO

.

EQ

UIP

O D

E P

RU

EB

AS

RE

SIS

TEN

CIA

DE

AIS

LAM

IEN

TO Y

FO

RM

ATO

DE

PR

UE

BA

S N

OR

MA

LIZA

DO

.

EQ

UIP

O D

E P

RU

EB

AS

FA

CTO

R D

E P

OTE

NC

IA Y

FO

RM

ATO

DE

PR

UE

BA

S N

OR

MA

LIZA

DO

.

TRA

PO

, SO

LVE

NTE

DIE

LEC

TRIC

O, F

IBR

AS

Y D

ETE

RG

EN

TE.

TIPO

DE

MA

NTE

NIM

IEN

TO :

PRU

EBA

S

AC

TIV

IDA

D

AN

EXO

"B

"

3.- I

NTE

RR

UPT

OR

ES D

E PO

TEN

CIA

230

A 1

3.8

KV

G.V

.A.

GU

IA D

E M

AN

TEN

IMIE

NTO

C O

M I

S I O

N

F E

D E

R A

L

D E

E L

E C

T R

I C

I D

A D

SU

BD

IRE

CC

ION

DE

TR

AN

SM

ISIO

N, T

RA

NS

FOR

MA

CIO

N Y

CO

NTR

OL

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E T

RA

NS

MIS

ION

Y T

RA

NS

FOR

MA

CIO

NG

ER

EN

CIA

DE

SU

BE

STA

CIO

NE

S Y

LIN

EA

S

EQ

UIP

OS

, MA

TER

IALE

S Y

HE

RR

AM

IEN

TAS

.

3.8.

PR

UE

BA

S D

E S

INC

RO

NIS

MO

YTI

EM

PO

S D

E O

PE

RA

CIÓ

N.

3.9.

PR

UE

BA

S D

IELE

CTR

ICA

SA

L A

CE

ITE

.

3.16

.P

RU

EB

AS

DE

CO

NTR

OL

YO

PE

RA

CIÓ

N (A

LAR

MA

S, D

ISP

AR

OS

Y

BLO

QU

EO

S).

8202

28R

EV

ISIO

N90

1201

O2O

927

9506

16

LOTE

BA

SIC

O D

E H

ER

RA

MIE

NTA

, TR

AP

O, S

OLV

EN

TES

, MU

LTIM

ETR

O, P

RO

BA

DO

R D

E A

ISLA

MIE

NTO

DE

CA

BLE

S, S

ELL

AD

OR

DE

D

UC

TOS

, TE

RM

OM

ETR

O Y

MA

NO

ME

TRO

PA

TRO

N, P

RO

TEC

TOR

AN

TIO

XID

AN

TE, E

SC

ALE

RA

Y F

OR

MA

TO D

E P

RU

EB

AS

NO

RM

ALI

ZAD

O.

EQ

UIP

O D

E P

RU

EB

AS

FA

CTO

R D

E P

OTE

NC

IA C

ON

SU

CO

PA

, PR

OB

AD

OR

DE

RIG

IDE

Z D

IELE

CTR

ICA

Y F

OR

MA

TO D

E P

RU

EB

AS

N

OR

MA

LIZA

DO

.

EQ

UIP

O D

E P

RU

EB

AS

DE

TIE

MP

OS

DE

OP

ER

AC

ION

Y/O

SIN

CR

ON

ISM

O Y

FO

RM

ATO

DE

PR

UE

BA

S N

OR

MA

LIZA

DO

.

TIPO DE MANTENIMIENTO: PRUEBAS

230-161 138-69 < 69

3.1. DESCONEXION Y CONEXIÓN P 2 1 1DEL EQUIPO. R

3.2. PREPARACION DE EQUIPOS P 2 2 2DE PRUEBA. R

3.3. LIMPIEZA DE AISLAMIENTO. P 4 2 2R

3.4. PRUEBAS DE FACTOR DE P 4 2 2POTENCIA. R

3.5. PRUEBAS DE RESISTENCIA DE P 4 2 2AISLAMIENTO . R

3.6. PRUEBAS DE RESISTENCIA DE P 2 1 1CONTACTOS. R

3.7. PRUEBAS A BOQUILLAS. P 2 2 1R

3.8. PRUEBAS DE SINCRONISMO Y P 4 2 2TIEMPOS DE OPERACIÓN. R

3.9. PRUEBAS DIELECTRICAS P 4 2 2AL ACEITE. R

3.16. PRUEBAS DE CONTROL Y P 8 8 2OPERACIÓN (ALARMAS, DISPAROS Y RBLOQUEOS).

901201 950616 ´020927REVISION 820228

ANEXO "B"







ANEXO 4

CUESTIONARIO DE CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE INTERRUPTORES DE POTENCIA

CFE/CTT

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD CARACTERÍSTICAS PARTICULARES PARA: INTERRUPTORES DE POTENCIA DE 123 A 550 kV.

1 de 2

Correspondiente a la especificación CFE V5000-01.

Velocidad del viento ____________________ km/h

Temperatura máxima ___________________ ºC Aceleración horizontal máxima a nivel de piso _______________________ m/s2

DESCRIPCIÓN DEL SITIO

Nombre (s) de la (s) instalación (es) Área solicitante Requisición Lote No. Cantidad y aplicación del equipo

CARACTERÍSTICAS GENERALES

CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO

1. Cantidad de interruptores a) Para líneas de transmisión __________________________

b) Para transformadores __________________________

c) Para máquinas de centrales termoeléctricas __________________________

d) Para máquinas de centrales hidroeléctricas __________________________

e) Para bancos de capacitores __________________________

f) Para bancos de reactores __________________________

2. Tipo de interruptor (tanque vivo o tanque muerto) __________________________

3. Medio de extinción del arco __________________________

4. Tensión nominal del interruptor _______________________ kV

5. Frecuencia nominal del interruptor ________________________ Hz

021011

021011

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD CARACTERÍSTICAS PARTICULARES PARA: INTERRUPTORES DE POTENCIA DE 123 A 550 kV.

2 de 2

Correspondiente a la especificación CFE V5000-01

CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO

6. Corriente nominal ________ A 7. Corriente simétrica de interrupción de cortocircuito ________ kA 8. Distancia específica mínima de fuga _____ mm/kVf-f

9. Tensión de control de relevadores, bobinas de operación y señalización ________ VCD

10. Tensión de auxiliares, de motores, contactores y resistencias calefactoras ________ VCA

11. Número de mecanismos de operación por interruptor ________ 12. Número de bastidores soporte por interruptor ________ 13. Altura aproximada de la cimentación o base ________ mm

14. Descripción y tipo de conectores terminales ___________________________ 15. Se deben suministrar resistencias de preinserción (si o no) ________

En caso de suministrarse, deben cumplir con las siguientes características: a) Intervalo de la resistencia ________ Ω

b) Número de pasos de la resistencia de preinserción ________

c) Tiempo mínimo de preinserción ________ ms

d) Capacidad térmica ________ W

16. Número, relación y clase de los T.C. para protección (si aplica) _____________ 17. Número, relación y clase de los T.C. para medición (si aplica) ______________ 18. Capacidad del banco de capacitores (si aplica) ________ Mvar

Tipo de conexión del banco de capacitores ____________________________ 19. Capacidad del banco de reactores (si aplica) ________ Mvar

Tipo de aterrizamiento del banco de reactores ____________________


ANEXO 5

SÍNTESIS DE FALLAS DE INTERRUPTORES DE POTENCIA EN EL PERÍODO DE 1981 AL 2001

CFE/CTT

1

COORDINADORA DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓNGERENCIA DE SUBESTACIONES Y LÍNEAS

1. INTRODUCCIÓN Día a día el consumo de energía eléctrica se incrementa, así como sus costos de producción. Además, la generación de esta energía se realiza lejos de los centros de consumo, por lo que es primordial incrementar la eficiencia y confiabilidad en la generación, transmisión y distribución del servicio eléctrico. Ante estos requerimientos, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se esfuerza por crecer al mismo ritmo que la población, la industria, el campo, etc., y de continuar con sus planes de modernización a fin de llevar a cabo el porteo de la energía eléctrica, con calidad, de los centros de generación a los centros de consumo. Para satisfacer estos requerimientos, la CFE requiere de tecnología de punta en los dispositivos que componen el sistema eléctrico nacional, lo que representa una fuerte inversión. Esta modernización implica la implantación de programas de mantenimiento que conserven los equipos en condiciones óptimas de funcionamiento. 2. ANTECEDENTES Desde sus inicios, la CFE ha utilizado los equipos existentes en el mercado. En sus primeros años de existencia, existía un número limitado de fabricantes de equipo eléctrico de alta tensión. En la actualidad, debido al crecimiento global del mundo y del país, existe una gran variedad de fabricantes de equipo eléctrico de alta tensión, con diversidad de modelos, diseños, usos, tecnologías y costos. Por lo mismo, es importante, que al adquirir equipos nuevos se cuide que el precio, la calidad y la selección del mejor diseño para la aplicación se apeguen a las necesidades tecnológicas de la CFE y que permitan una respuesta inmediata de refacciones y servicio. Para seleccionar la mejor opción, la CFE elabora una revista anual de fallas de interruptores, que incluye datos estadísticos que proporcionan información muy valiosa sobre el comportamiento de interruptores que están en operación. El análisis estadístico permite observar que uno de los puntos de mayor relevancia, en cuanto a fallas, es la falta de mantenimiento a los equipos. Esto se debe a una programación inadecuada, a la falta de disponibilidad de los equipos y a la falta de refacciones. Para solucionar este último problema, la Subdirección de Transmisión, Transformación y Control en conjunto con el Instituto de Investigaciones Eléctricas, trabajan en la fabricación de empaques para interruptores de potencia. Otra institución del sector eléctrico que está participando en la problemática de falta de equipo para mantenimiento o mejora de materiales es el Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales (LAPEM).

2


La preocupación principal de la Coordinadora de Transmisión y Transformación (CTT) es dar un servicio continuo y con calidad a los consumidores, y que, al presentarse una falla, el personal del proceso sea capaz de solucionarla en el menor tiempo posible y al más bajo costo. 3. OBJETIVO El objetivo de este análisis estadístico es encontrar puntos de mejora, tanto en la operación como en el mantenimiento de los interruptores instalados, para establecer las estrategias y las acciones a seguir para incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los mismos en sus instalaciones. El análisis se extiende a un periodo de 21 años iniciando en 1981 y concluyendo en el 2001. Con esto se buscarán tendencias de crecimiento de interruptores y comportamiento de los índices de falla. 4. INVENTARIO E ÍNDICES DE FALLAS 4.1 INVENTARIO En el año 1981, la Coordinadora de Transmisión y Transformación tenía bajo su responsabilidad 1124 interruptores en el rango de tensiones de 115 a 400 kV, número que se incrementó hasta 3556 en el año 2001. Esto representa una tendencia de crecimiento promedio aproximada de 114 interruptores por año. Entre estos interruptores existen marcas y modelos distintos y para tensiones diferentes. Los interruptores objeto de este análisis se encuentran instalados en las nueve áreas de la CTT.

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

TOTA

L D

E IN

TER

RU

PTO

RES

PO

R A

ÑO

DE

115

A 4

00 k

V

1124

1146

1567

1799

1896

2047

2145

2246

2288

2410

2576

2642

2703

2778

2867

3556

3256

3089

2973

1403

1210

y =

114.

37x

+ 10

14.3

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

AÑO

NO. DE INTERRUPTORES

D

e 19

81 a

l 200

1 se

tuvo

una

tend

enci

a de

cre

cim

ient

o pr

omed

io a

prox

imad

a po

r añ

o de

114

inte

rrupt

ores

de

115

a 40

0 kV

.

3

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

TOTA

L A

NU

AL

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES E

N 4

00 k

V

230

252

258

285

299

317

326

454

471

508

523

535

557

584

618

339

361

372

422

384

372

y =

18.6

6x +

197

.93

0

100

200

300

400

500

600

700 19

8119

8219

8319

8419

8519

8619

8719

8819

8919

9019

9119

9219

9319

9419

9519

9619

9719

9819

9920

0020

01

AÑO


En 4

00 k

V se

tuvo

una

tend

enci

a de

cre

cim

ient

o pr

omed

io a

prox

imad

a de

19

inte

rrup

tore

s por

año

.

4

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

TOTA

L A

NUA

L D

E IN

TER

RUP

TOR

ES E

N 23

0 kV

447

634

741

785

854

892

937

958

1013

1077

1094

1116

1469

1336

1266

1219

1172

1135

559

476

447

y =

47.8

56x

+ 40

8.2

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

AÑO


En 2

30 k

V se

tuvo

una

tend

enci

a de

cre

cim

ient

o pr

omed

io a

prox

imad

a de

48

inte

rrup

tore

s por

año

.

5

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

TOTA

L AN

UAL

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES E

N 1

61-1

15 k

V

1,18

31,

282

1,31

61,

405

1,45

81,

569

1,66

11,

738

1,87

31,

943

2,04

02,

143

2,22

62,

295

2,34

22,

297

1,45

91,

459

1,47

91,

544

1,64

5

0

500

1,00

0

1,50

0

2,00

0

2,50

0 1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

AÑO


Y =

45.7

x +

1380

Y

= 8

3.5x

+ 1

088.

5

En 1

61-1

15 k

V s

e tu

vo u

na t

ende

ncia

de

crec

imie

nto

prom

edio

apr

oxim

ada

por

año

de 8

3 in

terr

upto

res

dura

nte

el

perío

do 1

981-

1996

. En

1997

, se

tuvo

una

red

ucci

ón e

n el

núm

ero

de in

terr

upto

res

inst

alad

os y

la n

ueva

tend

enci

a de

cr

ecim

ient

o pr

omed

io a

prox

imad

a po

r año

fue

de 4

6 in

terr

upto

res.

6

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

4.2

ÍND

ICE

S D

E F

AL

LA

S

Para

rea

lizar

el

anál

isis

de

los

índi

ces

de f

alla

s de

los

int

erru

ptor

es,

la i

nfor

mac

ión

se a

grup

ó po

r te

nsió

n, z

ona,

lo

caliz

ació

n, m

arca

, mec

anis

mo

de o

pera

ción

, sis

tem

a de

ext

inci

ón d

e ar

co, o

rigen

de

la fa

lla y

por

ele

men

to c

ausa

nte

de

la f

alla

. En

est

a se

cció

n se

mue

stra

la

com

para

ción

de

inte

rrup

tore

s to

tale

s co

ntra

los

fal

lado

s y

los

índi

ces

tota

les

anua

les p

ara

cada

tens

ión.

REL

ACIÓ

N D

E IN

TER

RU

PTO

RES

FAL

LAD

OS

RES

PEC

TO A

L TO

TAL

EN 4

00 k

V

173

201

236

253

251

279

248

275

303

274

303

342

375

399

427

472

489

479

479

470

497

230

252

258

285

299

317

326

339

361

372

372

384

422

454

471

508

523

535

557

584

618

0

100

200

300

400

500

600

700

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001


Tota

l sin

falla

Tota

l de

falla

s*To

tal d

e in

terr

upto

res

*

Tota

l de

falla

s = T

otal

de

inte

rrup

tore

s – T

otal

sin

falla

7

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

ÍND

ICE

TOTA

L D

E FA

LLA

S PO

R A

ÑO

EN

400

kV

230

252

258

285

299

317

326

339

361

372

372

384

422

454

471

508

523

535

557

584

618

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

ÍNDICE DE FALLA (%)

0100

200

300

400

500

600

700

No. DE INTERRUPTORES

Índi

ce to

tal

Tota

l de

inte

rrupt

ores

Pol

inóm

ica

(Índi

ce to

tal)

Line

al (Í

ndic

e to

tal)

En la

grá

fica

de ín

dice

tota

l de

falla

s po

r año

en

400

kV, s

e ob

serv

a un

a te

nden

cia

linea

l hac

ia la

baj

a, e

sper

ando

par

a el

añ

o 20

02 u

n ín

dice

del

ord

en d

el 1

2%, q

ue re

pres

enta

n 74

inte

rrup

tore

s.

Por o

tra p

arte

, se

obse

rva

que

con

una

corr

elac

ión

cúbi

ca, q

ue se

aju

sta

mej

or a

l per

fil, i

ndic

a un

incr

emen

to e

n el

índi

ce

espe

rado

par

a el

año

200

2 po

r enc

ima

del 2

0%.

8

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

INTE

RR

UPT

OR

ES S

IN F

ALLA

CO

NTR

A IN

TER

RU

PTO

RES

FAL

LAD

OS

DE

230k

V

400

406

450

525

601

699

742

819

850

900

914

973

1033

1046

1061

1097

1130

1164

1197

1230

1368

447

447

476

559

634

741

785

854

892

937

958

1013

1077

1094

1116

1135

1172

1219

1266

1336

1469

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

No. DE INTERRUPTORES

Tota

l sin

falla

Tota

l de

falla

s*To

tal d

e in

terr

upto

res

*

Tota

l de

falla

s = T

otal

de

inte

rrup

tore

s – T

otal

sin

falla

9

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

ÍND

ICE

TOTA

L D

E FA

LLA

S PO

R A

ÑO

EN

230

kV

447

447

476

559

634

741

785

854

892

937

958

1013

1077

1094

1116

1135

1172

1219

1266

1336

1469

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

Prom.

ÍNDICE DE FALLAS (%)

0200

400

600

800

1000

1200

1400

1600


Índi

ce to

tal

Tota

l de

inte

rrup

tore

sP

olin

ómic

a (Ín

dice

tota

l)Li

neal

(Índ

ice

tota

l)

En la

grá

fica

de ín

dice

tota

l de

falla

s po

r año

en

230

kV, s

e ob

serv

a un

a te

nden

cia

linea

l hac

ia la

baj

a, e

sper

ando

par

a el

añ

o 20

02 u

n ín

dice

del

ord

en d

el 4

.5%

, que

repr

esen

tan

66 in

terr

upto

res.

Po

r otra

par

te, s

e ob

serv

a qu

e un

a co

rrel

ació

n po

linóm

ica

cúbi

ca, i

ndic

a un

incr

emen

to e

n el

índi

ce e

sper

ado

para

el a

ño

2002

por

enc

ima

del 8

% (

117

inte

rrup

tore

s). S

in e

mba

rgo,

dad

o qu

e en

los

últim

os tr

es a

ños,

la te

nden

cia

es h

acia

la

baja

, ser

ía m

ejor

esp

erar

un

índi

ce d

el 5

% (7

3 in

terr

upto

res)

par

a el

año

200

2.

10

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

REL

AC

IÓN

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES F

ALL

AD

OS

RES

PEC

TO D

EL T

OTA

L EN

161

-115

kV

1,16

51,

261

1,28

11,

367

1,40

41,

521

1,60

51,

675

1,81

11,

851

1,96

82,

059

2,16

52,

223

2,27

92,

251

1,42

01,

426

1,43

91,

431

1,51

4

1,18

31,

282

1,31

61,

405

1,45

81,

569

1,66

11,

738

1,87

31,

943

2,04

02,

143

2,22

62,

295

2,34

22,

297

1,45

91,

459

1,47

91,

544

1,64

5

0

500

1,00

0

1,50

0

2,00

0

2,50

0

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001


Tota

l sin

falla

Tota

l de

falla

s*To

tal d

e in

terr

upto

res

* To

tal d

e fa

llas =

Tot

al d

e in

terr

upto

res –

Tot

al si

n fa

lla

11

12

CO

OR

DIN

AD

OR

A D

E TR

AN

SMIS

IÓN

Y T

RA

NSF

OR

MA

CIÓ

NG

EREN

CIA

DE

SUB

ESTA

CIO

NES

Y L

ÍNEA

S

ÍND

ICE

TOTA

L D

E FA

LLAS

PO

R A

ÑO

EN

161

-115

kV

1,18

31,

282

1,31

61,

405

1,45

81,

569

1,66

11,

738

1,87

31,

943

2,04

02,

143

2,22

62,

295

2,34

22,

297

1,45

91,

459

1,47

91,

544

1,64

5

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

ÍNDICE DE FALLAS (%)

0500

1,00

0

1,50

0

2,00

0

2,50

0


Índi

ce to

tal

Tota

l de

inte

rrup

tore

sP

olin

ómic

a (Ín

dice

tota

l)Li

neal

(Índ

ice

tota

l)

En la

grá

fica

de ín

dice

tota

l de

falla

s po

r añ

o en

161

-115

kV

, se

obse

rva

una

tend

enci

a lin

eal h

acia

la a

lta, e

sper

ando

pa

ra e

l año

200

2 un

índi

ce d

el o

rden

del

5%

(82

inte

rrup

tore

s). T

ambi

én s

e ob

serv

a qu

e co

n un

a co

rrel

ació

n po

linóm

ica

cúbi

ca, s

e tie

ne u

n in

crem

ento

en

el ín

dice

esp

erad

o pa

ra e

l año

200

2 po

r enc

ima

del 9

% (1

48 in

terr

upto

res)

, est

o de

bido

a

que

en lo

s úl

timos

dos

año

s se

ha

incr

emen

tado

el í

ndic

e de

fal

las

en 5

%. S

i bie

n un

9%

de

falla

s es

tole

rabl

e, la

te

nden

cia

mue

stra

que

se

debe

n to

mar

las

med

idas

cor

rect

ivas

nec

esar

ias p

ara

evita

r que

est

a te

nden

cia

se in

crem

ente

en

los a

ños s

igui

ente

s.


5 ANÁLISIS DE LOS ÍNDICES DE FALLA Para realizar un análisis de los diferentes factores que influyen en la presencia de fallas, se han agrupado los interruptores por: tensión, área, localización, marca, mecanismo de operación, tipo de extinción de arco, origen de la falla y por elemento causante de la falla. Para cada uno de los análisis se presentan las siguientes gráficas:

1. Número de interruptores en el año 2001, por nivel de tensión. 2. Índice promedio de fallas por área y por tensión. 3. Índice promedio ponderado de fallas por área y por tensión.

La primer gráfica muestra el inventario de interruptores por tensión para cada área, y qué porcentaje representa cada área del total de interruptores. La segunda gráfica muestra el promedio de los índices de fallas a lo largo de los 21 años comprendidos entre 1981 y 2001. Sobrepuesta se muestra una curva que indica el número de interruptores por área, con la finalidad de correlacionar el índice de fallas con la cantidad de interruptores que representa. La tercer gráfica muestra el promedio de los índices de fallas, pero ponderado por el número de interruptores que representan. De esta forma se valoran mejor aquellos índices que aún cuando son bajos, por el número de interruptores que consideran, el costo de atención de la falla representa un presupuesto importante. Si el índice es alto y el número de interruptores que representa es bajo, la ponderación también permite un análisis más profundo.

5.1 ÍNDICES DE FALLA POR ÁREA Se analizan los índices por tensión: 400 kV, 230 kV y 161-115 kV.

13


5.1.1 Índices en 400 kV

INTERRUPTORES DE 400 kV POR ÁREA EN EL 2001

152 143 131 121

56

11 4 0 0

2523

2120

9

2 1 00

0

20

40

60

80

100

120

140

160

OCCIDENTE

CENTRAL

ORIENTE

NORESTE

SURESTE

NORTE

NOROESTE

BAJA C

ALIFORNIA

PENINSULA

R

NO

. DE

INTE

RR

UPT

OR

ES

0

5

10

15

20

25

30

% D

EL T

OTA

L D

E IN

TER

RU

PTO

RES

Interruptores 2001 % De interruptores

ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS EN INTERRUPTORES DE 400 kV (1981-2001) 152

143131

121

56

114 0 0

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

OCCIDENTE

CENTRAL

ORIENTE

NORESTE

SURESTE

NORTE

NOROESTE

BAJA C

ALIFORNIA

PENINSULA

R

PROMEDIO

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES

Índice promedio Interruptores 2001

14


ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN INTERRUPTORES DE 400 kV (1981-2001)152

143131

121

56

114 0 0

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

OCCIDENTE

CENTRAL

ORIENTE

NORESTE

SURESTE

NORTE

NOROESTE

BAJA C

ALIFORNIA

PENINSULA

R

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES

Índice ponderado Interruptores 2001

Si se considera aceptable un índice ponderado máximo del 5%, en la gráfica del índice promedio ponderado, se puede apreciar que las áreas que están por encima de este nivel son: Oriente, Sureste, Occidente, Noreste y Central. En este análisis, es de hacer notar que, mientras en la gráfica de índice promedio la Sureste tiene el índice mayor, la Oriente tiene la mitad del mismo. Sin embargo, en la gráfica de índices ponderados, se muestra que las áreas Oriente y Sureste tienen índices de falla similares, debido a que el número de interruptores que tiene la Sureste es de 56, mientras que el área Oriente tiene 131 interruptores, más del doble de los interruptores que el área Sureste. En conclusión ambas áreas, Oriente y Sureste, son igualmente importantes y requieren de igual atención, con el objetivo de reducir su incidencia de fallas.

15


5.1.2 Índices en 230 kV

INTERRUPTORES DE 230 kV POR AREA EN EL 2001

2018

1412 11

10

65

3

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

OCCIDENTE

CENTRAL

NOROESTE

NORTE

NORESTE

BAJA C

ALIFORNIA

ORIENTE

PENINSULA

R

SURESTE

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES

0

5

10

15

20

25

% D

EL T

OTA

L D

E IN

TER

RU

PTO

RES


ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS EN INTERRUPTORES DE 230 kV (1981-2001)

292266

202176 167

150

8975

50

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

OCCIDENTE

CENTRAL

NOROESTE

NORTE

NORESTE

BAJA C

ALIFORNIA

ORIENTE

PENINSULA

R

SURESTE

PROMEDIO

ÍND

ICE

PRO

MED

IO (%

)

0

50

100

150

200

250

300

350

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


16


ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN INTERRUPTORES

DE 230 kV (1981-2001)

292266

202176 167

150

8975

50

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

OCCIDENTE

CENTRAL

NOROESTE

NORTE

NORESTE

BAJA C

ALIFORNIA

ORIENTE

PENINSULA

R

SURESTE

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

50

100

150

200

250

300

350

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


En la gráfica del índice promedio ponderado, se observa que sólo las áreas Peninsular y Occidente están por debajo del límite del 5%. Sin embargo, si se aplican medidas apropiadas de mantenimiento a los interruptores de las áreas Noroeste, Baja California, Oriente y Noreste, se logrará reducir el índice de fallas a nivel nacional en forma significativa. Es importante mencionar que, a pesar de que el área Occidente tiene el mayor número de interruptores en 230 kV, es una de las áreas con menor índice de incidencia de fallas en interruptores.

17


5.1.3 Índices en 161-115 kV

INTERRUPTORES DE 161-115 kV POR AREA EN EL 2001

274 265

207 190 185155 154 133

82

12.5811.55 11.25

9.42 9.368.09

4.98

16.66 16.11

0

50

100

150

200

250

300

NORESTE

OCCIDENTE

PENINSULA

R

CENTRAL

BAJA C

ALIFORNIA

ORIENTE

NOROESTE

NORTE

SURESTE

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES

0.0

2.04.0

6.0

8.010.0

12.0

14.016.0

18.0

% D

EL T

OTA

L D

E IN

TER

RU

PTO

RES


ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS EN INTERRUPTORES DE 161-115 kV (1981-2001)

207190 185

155 154133

82

265274

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

NORESTE

OCCIDENTE

PENINSULA

R

CENTRAL

BAJA C

ALIFORNIA

ORIENTE

NOROESTE

NORTE

SURESTE

PROMEDIO

ÍND

ICE

PRO

MED

IO (%

)

0

50

100

150

200

250

300

NO

. DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


18

19


ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN INTERRUPTORES DE 161-115 kV (1981-2001)

274 265

207190 185

155 154133

82

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

NORESTE

OCCIDENTE

PENINSULA

R

CENTRAL

BAJA C

ALIFORNIA

ORIENTE

NOROESTE

NORTE

SURESTE

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

50

100

150

200

250

300

NO

. DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


En la gráfica del índice promedio ponderado, se puede observar que sólo las áreas Noroeste y Norte están por debajo del límite del 5%. Sin embargo, las áreas que merecen mayor atención son Baja California, Peninsular, Central y Sureste.


5.2 ÍNDICES DE FALLA POR LOCALIZACIÓN Se analizan los índices de falla por localización y por nivel de tensión: 400, 230 y 161-115 kV, durante el período 1981-2001.

ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 400 kV POR LOCALIZACIÓN

250

115 109

6233 22 13 11 3 0

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

INTERRUPTOR Y

MEDIO

BANCO

REACTOR

AMARRE DE B

USES

TRANSFERENCIA

CAPACITOR

OTROS

ARRANQUE

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

50

100

150

200

250

300

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


Los interruptores en 400 kV que se localizan en línea, interruptor y medio, máquina y banco, son los que tienen índices de fallas mayor al 5%. Por lo tanto, se concluye que merecen mayor atención en la elaboración de los planes de mantenimiento.

20


ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 230 kV POR

LOCALIZACIÓN724

350

129 109 10233 15 5

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

BANCO

INTERRUPTOR Y

MEDIO

TRANSFERENCIA

AMARRE DE B

USES

REACTOR

CAPACITOR

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


Los interruptores en 230 kV que se localizan en línea, banco y máquina, son los que merecen mayor atención al elaborar los planes de mantenimiento de equipo.

ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 161-115 kV POR LOCALIZACIÓN

874

433

17079 45 22 16 3 3

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

BANCO

TRANSFERENCIA

CAPACITOR

INTERRUPTOR Y

MEDIO

AMARRE DE B

USES

REACTOR

OTROS

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

200

400

600

800

1000

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


Los interruptores en 161-115 kV que se localizan en línea, banco y transferencia, son los que merecen mayor atención al elaborar los planes de mantenimiento de equipo.

21


5.3 ÍNDICES DE FALLA POR MARCA Se analizan los índices de falla por marca y por nivel de tensión: 400, 230 y 161-115 kV.

ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 400 kV POR MARCA

32 28 27 19 15 11 6 5 1

75101106

192

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

SIEMENS/IM

EXABB

AEG

BROWN B

OVERI

SPRECHER AND S

CHUH

ALSTHOM

ASEA

GEC ALS

THOM

ENERGO-MEX/IN

VEX

MERLIN G

ERIN

MAGRINI G

ALILEO

DELLE A

LSTHOM

HITACHI

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

50

100

150

200

250

NO

. DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


Las marcas de interruptores en 400 kV que tienen el mayor índice ponderado de falla son: SIEMENS/IMEX, BROWN BOVERI y AEG.

22


ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 230 kV POR MARCA470

236201

116 10173 67 59 52 32 30

7 6 6 5 4 2 20.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

SIEMENS-IMEX

AEG

BROWN BOVERIABB

SPRECHER AND SCHUH

MAGRINI G

ALILEO

MITSUBISHI

ENERGO-MEX

ALSTHOM

GEC ALSTHOM

DELLE ALS

THOM

M.F. OERLIC

ON

TOSHIBA

WESTINGHOUSE

SIEMENS -ALL

IS

HITACHI

ASEA

FUJI ELE

CTRIC

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

100

200

300

400

500

NO

. DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


Las marcas de interruptores en 230 kV que tienen el mayor índice ponderado de falla son: SIEMENS/IMEX, AEG, BROWN BOVERI y MAGRINI GALILEO.

ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 161-115 kV POR MARCA

243221

199171

12092 87

42 33 28 20 18 13 11 11 6 6 4 2 2 1 1

314

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

SIEMENS-IMEX

ENERGO-MEX/IN

MEX

MITSUBISHIAEG

SPRECHER AND SCHUH

BROWN BOVERIABB

MAGRINI G

ALILEO

GENERAL ELE

CTRIC

ALSTHOM

MERLIN G

ERIN

DELLE ALS

THOM

GEC ALSTHOM

WESTINGHOUSE AEI

ISODEL SPRECHER

ALLIS C

HAMBERS

TOSHIBA

MC. GRAW EDISON

HITACHIITE

IEM

INOVE D

ENKI

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

50

100

150

200

250

300

350

NO

. DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


Las marcas de interruptores en 161-115 kV que tienen el mayor índice ponderado de falla son: ENERGO-MEX/INMEX, SIEMENS/IMEX, AEG, BROWN BOVERI, MAGRINI GALILEO y MERLÍN GERIN.

23


5.4 ÍNDICES DE FALLA POR MECANISMO Se analizan los índices de falla por mecanismo de operación y por nivel de tensión: 400, 230 y 161-115 kV.

ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 400kV POR MECANISMO

43.10

21.04

10.04

25.83

227

185 184199

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

HIDRÁULICO ÓLEO-NEUMÁTICO

RESORTE NEUMÁTICO

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

50

100

150

200

250

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


Todos los mecanismos de interruptores en 400 kV tienen un índice promedio ponderado de falla mayor al 5%, pero los que requieren de mayor atención son: Hidráulico, Neumáticos y los Óleo-Neumáticos.

24


ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 230 kV POR MECANISMO

58

36

6

561

507

399

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

NEUMÁTICO HIDRÁULICO RESORTE

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

100

200

300

400

500

600

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


En los interruptores de 230 kV, los mecanismos neumáticos e hidráulicos requieren mayor atención por su alto índice promedio ponderado de falla.

ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 161-115 kV POR MECANISMO

57

20 23

816

538

291

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

NEUMÁTICO RESORTE HIDRÁULICO

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


En los interruptores de 161-115 kV, los mecanismos neumáticos e hidráulicos, requieren mayor atención por su alto índice promedio ponderado de falla.

25


5.5 ÍNDICES DE FALLA POR EXTINCIÓN DE ARCO Se analizan los índices de falla por tipo de extinción de arco y por nivel de tensión: 400, 230 y 161-115 kV.

ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 400 kV POR TIPO DE EXTINCIÓN DE ARCO

88

9 4

498

61 59

0.0

10.0

20.0

30.0

40.050.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

GAS SF6 AIRE (NEUMÁTICO) ACEITE (P.V.A.)

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

100

200

300

400

500

600

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


26


ÍNDICE PROMEDIO PONDERADO DE FALLAS EN 230 kV POR TIPO DE EXTINCIÓN DE ARCO

84

11 4 0

1180

155 125 7

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

GAS SF6 AIRE (NEUMÁTICO) ACEITE (P.V.A.) ACEITE (G.V.A.)

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


ÍNDICE PONDERADO DE FALLAS EN 161-115 kV POR TIPO DE EXTINCIÓN DE ARCO

95.8

2.0 1.9 0.3

120

6 230.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

GAS SF6 ACEITE (P.V.A.) AIRE(NEUMÁTICO)

ACEITE (G.V.A.)

ÍND

ICE

PON

DER

AD

O (%

)

0

20

40

60

80

100

120

140

No.

DE

INTE

RR

UPT

OR

ES


Como resultado de este análisis, se concluye que los interruptores que utilizan SF6 presentan el índice de fallas más alto, por encima del 80%.

27


5.6 ÍNDICES DE FALLA POR ORIGEN DE LA FALLA Se analizan los índices de falla por origen de la falla y por nivel de tensión: 400, 230 y 161-115 kV.

ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS EN 400 kV POR ORIGEN DE FALLA

19.47

11.084.55

64.90

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

MECÁNICO ELÉCTRICO (C.A.) OTROS ELÉCTRICO (C.D.)

ÍND

ICE

PRO

MED

IO (%

)

Índice promedio

28


ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS EN 230 kV POR ORIGEN DE FALLA

66.74

19.12

10.55

3.60

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0


ÍND

ICE

PRO

MED

IO (%

)

Índice promedio

ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS EN 161-115 kV POR ORIGEN

69.02

15.6910.90

4.39

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0


ÍND

ICE

PRO

MED

IO (%

)

Índice promedio

Como resultado del análisis por origen de falla en los tres niveles de tensión: 400, 230 y 161-115 kV, se concluye que los componentes del interruptor que requieren mayor atención en la operación y mantenimiento son las partes mecánicas (índice mayor al 60%) y las partes eléctricas (C.A.) (índice mayor al 15%). Es importante destacar que el grupo “OTROS”, requiere de un análisis mayor para separar los componentes que originan fallas, ya que “OTROS” representa el 10% de las causas de falla de los interruptores.

29


5.7 ÍNDICES DE FALLA POR ELEMENTO CAUSANTE DE LA FALLA Se analizan los índices de falla por elemento causante de falla por nivel de tensión: 400, 230 y 161-115 kV.

ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS POR TIPO DE ELEMENTO CAUSANTE DE FALLA EN 400kV

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

MECANISMOS DEOPERACIÓN

EQUIPO AUXILIAR COMPONENTES ATENSIÓN DE

SERVICIO

C. DE CONTROL YAUXILIARES

(ELECT.)

AISLAMIENTOPRINCIPAL A

TIERRA

ELEMENTOSESTRUCTURALES

ÍND

ICE

PRO

MED

IO (%

)

Índice promedio

30

31


ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS POR TIPO DE ELEMENTO CAUSANTE DE FALLA EN 230 kV

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

EQUIPO AUXILIAR MECANISMOS DEOPERACIÓN

COMPONENTES ATENSIÓN DE

SERVICIO


(ELECT.)


TIERRA


ÍND

ICE

PRO

MED

IO (%

)

Índice promedio

ÍNDICE PROMEDIO DE FALLAS POR TIPO DE ELEMENTO CAUSANTE DE FALLA EN 161-115 kV

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

EQUIPO AUXILIAR MECANISMOS DEOPERACIÓN


(ELECT.)

COMPONENTES ATENSIÓN DE

SERVICIO


TIERRA


A TIERRA

ÍND

ICE

PRO

MED

IO (%

)

Índice promedio

Como resultado del análisis de los elementos causantes de las fallas en los tres niveles de tensión: 400, 230 y 161-115 kV, se concluye que los problemas ocurren principalmente en mecanismos de operación, equipo auxiliar, componentes a tensión de servicio y circuitos de control y auxiliares (parte eléctrica.). En 400 kV todos los índices son superiores al 20%, mientras que en 230 y 115 kV los índices de falla oscilan entre 15 y 30%.

D

IAG

RA

MA

GE

NE

RA

L D

E C

AU

SA-E

FEC

TO

DE

FA

LL

AS

EN

INT

ER

RU

PTO

RE

S

NEU

MÁ

TIC

O

ÓLE

O-N

EUM

ÁTI

CO

LÍN

EA

MÁ

QU

INA

ELÉC

TRIC

O(C

.A.)

LOC

ALI

ZAC

IÓN

OR

IGEN

AIR

E

TIPO

O C

AU

SAD

E FA

LLA

BA

NC

OELÉC

TRIC

O (C

.D.)

TRA

NSF

EREN

CIA

MEC

ÁN

ICO

OTR

OS

HID

RÁ

ULI

CO

MED

IO D

E EX

TIN

CIÓ

N

AC

EITE

RES

OR

TES

MA

NTE

NIM

IEN

TOO

PER

AC

IÓN

Y

INFR

ECU

ENTE

OPE

RA

CIÓ

N

SOB

REC

AR

GA

DO

OPE

RA

CIÓ

NM

OD

O D

E

MEC

AN

ISM

O

OPE

RA

CIÓ

N

FREC

UEN

TE

PER

SON

AL

REF

AC

CIO

NES

PRO

GR

AM

A

CA

PAC

ITA

CIÓ

N

MA

NTE

NIM

IEN

TO

MA

TER

IALE

S

CO

NST

RU

CC

IÓN

INST

ALA

CIO

NES

ALM

AC

ENA

MIE

NTO

DIS

EÑO

PRO

CES

OPE

RSO

NA

LC

ALI

DA

D

FAB

RIC

AN

TE

ELÉC

TRIC

AS

TOR

MEN

TAS

AN

UA

L PR

OM

EDIO

PREC

IPIT

AC

IÓN

ALT

ITU

D

UB

ICA

CIÓ

N

AM

BIE

NTE

MED

IO A

MB

IEN

TETE

MPE

RA

TUR

A

HU

MED

AD

NA

TUR

ALE

S

SALI

NID

AD

CO

NTA

MIN

AN

TES

AG

ENTE

S

POLV

O

CO

RR

OSI

VO

SA

GEN

TES

VIE

NTO

SSI

SMO

S

CO

NTA

MIN

AC

IÓN

HU

RA

CA

NES

INTE

RR

UPT

OR

FALL

A E

N E

L

ELEM

ENTO

CA

USA

NTE

AIS

LAM

IEN

TO

DE

FALL

A

MEC

AN

ISM

O D

EO

PER

AC

IÓN

PRIN

CIP

AL

OTR

OS

FEN

ÓM

ENO

S

SF6

32

DIA

GR

AM

A C

AU

SA-E

FEC

TO

DE

FA

LL

AS

EN

INT

ER

RU

PTO

RE

S D

E 4

00 k

V

FALL

A E

N E

L IN

TER

RU

PTO

R

APL

ICA

CIÓ

N INTE

RR

UPT

OR

LÍN

EA

BA

NC

O

OR

IGEN

DE

ELÉC

TRIC

O(C

.A.)

OTR

OS

SOB

RET

ENSI

ÓN

TRA

NSI

TOR

IOS

MEC

ÁN

ICO

ELÉC

TRIC

OB

ATE

RÍA

SFA

LLA

DE

(C.D

.)

FATI

GA

DES

GA

STE

MED

IO D

E

AIR

E

PRES

IÓN

AC

EITE

SF6

SOB

REP

RES

IÓN

FALT

A D

E

EXTI

NC

IÓN

CO

MPO

NEN

TES

A

TEN

SIÓ

N D

E SE

RV

ICIO

MEC

AN

ISM

O

ELEM

ENTO

S

DE

OPE

RA

CIÓ

N

CIR

CU

ITO

S D

E C

ON

TRO

LA

UX

ILIA

RES

(ELE

CT.

)

AIS

LAM

IEN

TOPR

INC

IPA

L

ESTR

UC

TUR

ALE

S

EQU

IPO

A

UX

ILIA

R

DE

FALL

AEL

EMEN

TO C

AU

SAN

TE

MÁ

QU

INA

Y M

EDIO

CA

PAC

ITO

R

TRA

NSF

EREN

CIA

REA

CTO

R

OTR

OS

LA F

ALL

A

RO

MPI

MIE

NTO

BA

JATE

NSI

ÓN

PRES

IÓN

TEN

SIÓ

N

CO

NTA

MIN

AC

IÓN

FUG

A

BA

JON

IVEL

CO

NTA

MIN

AC

IÓN

FUG

A

BA

JATE

NSI

ÓN

MEC

AN

ISM

O

HID

RÁ

ULI

CO

ÓLE

O-

RES

OR

TES

NEU

MÁ

TIC

O

FATI

GA

DEF

OR

MA

CIÓ

N

FUG

AS

FALT

A D

E PR

ESIÓ

NSOB

RE

PRES

IÓN

FUG

AS

SOB

RE

PRES

IÓN

FALT

A D

EPR

ESIÓ

NN

EUM

ÁTI

CO

La

s fa

llas

en in

terru

ptor

es d

e 40

0 kV

se

pres

enta

n pr

inci

palm

ente

en

las

línea

s y

en e

l int

erru

ptor

y m

edio

. El p

rinci

pal

orig

en d

e la

falla

son

las

caus

as m

ecán

icas

y lo

s pr

inci

pale

s el

emen

tos

caus

ante

s de

falla

son

los

equi

pos

auxi

liare

s y

los

mec

anis

mos

de

oper

ació

n. D

entro

de

los

mec

anis

mos

, lo

s si

stem

as h

idrá

ulic

os y

neu

mát

icos

son

los

que

más

fal

lan,

ca

be re

salta

r que

el g

as S

F 6 e

s el

med

io d

e ex

tinci

ón e

n el

cua

l se

pres

enta

n m

ás fa

llas.

33

34

DIA

GR

AM

A C

AU

SA-E

FEC

TO

DE

FA

LL

AS

EN

INT

ER

RU

PTO

RE

S D

E 2

30 k

V

FALL

A E

N E

L IN

TER

RU

PTO

R

LOC

ALI

ZAC

IÓN IN

TER

RU

PTO

R

LÍN

EA

BA

NC

O

OR

IGEN

DE

ELÉC

TRIC

O(C

.A.)

OTR

OS

SOB

RET

ENSI

ÓN

TRA

NSI

TOR

IOS

MEC

ÁN

ICO

ELÉC

TRIC

OB

ATE

RÍA

SFA

LLA

DE

(C.D

.)

FATI

GA

DES

GA

STE

MED

IO D

E

AIR

E

PRES

IÓN

AC

EITE

SF6

SOB

REP

RES

IÓN

FALT

A D

E

EXTI

NC

IÓN

CO

MPO

NEN

TES

A

TEN

SIÓ

N D

E SE

RV

ICIO

MEC

AN

ISM

O

ELEM

ENTO

S

DE

OPE

RA

CIÓ

N

CIR

CU

ITO

S D

E C

ON

TRO

LA

UX

ILIA

RES

(ELE

CT.

)

AIS

LAM

IEN

TOPR

INC

IPA

L

ESTR

UC

TUR

ALE

S

EQU

IPO

A

UX

ILIA

R

DE

FALL

AEL

EMEN

TO C

AU

SAN

TE

MÁ

QU

INA

Y M

EDIO

TRA

NSF

EREN

CIA

REA

CTO

R

OTR

OS

LA F

ALL

A

RO

MPI

MIE

NTO

BA

JATE

NSI

ÓN

PRES

IÓN

TEN

SIÓ

N

CO

NTA

MIN

AC

IÓN

FUG

A

BA

JON

IVEL

CO

NTA

MIN

AC

IÓN

FUG

A

BA

JATE

NSI

ÓN

MEC

AN

ISM

O

HID

RÁ

ULI

CO

RES

OR

TES

NEU

MÁ

TIC

O

FATI

GA

DEF

OR

MA

CIÓ

N

FUG

AS

FALT

A D

E PR

ESIÓ

NSOB

RE

PRES

IÓN

FUG

AS

SOB

RE

PRES

IÓN

FALT

A D

EPR

ESIÓ

N

49%

7%

1%9%

24%

7%

19%

67%

4%10

%

6%36

%

58%

11%

84%

4%

26%

18%

20%

30%

1%

5%

AM

AR

RES

DE

BU

SES

2%

La

s fa

llas

en in

terru

ptor

es d

e 23

0 kV

se

pres

enta

n pr

inci

palm

ente

en

las

línea

s. E

l prin

cipa

l orig

en d

e la

fal

la s

on la

s ca

usas

mec

ánic

as y

los

prin

cipa

les

elem

ento

s ca

usan

tes

de f

alla

son

los

equ

ipos

aux

iliare

s y

los

mec

anis

mos

de

oper

ació

n. D

entro

de

los

mec

anis

mos

, los

sis

tem

as n

eum

átic

os e

hid

rául

icos

son

los

que

más

falla

n, c

abe

resa

ltar q

ue e

l ga

s S

F 6 e

s el

med

io d

e ex

tinci

ón e

n el

cua

l se

pres

enta

n m

ás fa

llas.

BIBLIOGRAFÍA

1 ANCE, “Productos eléctricos - interruptores - interruptores de potencia

especificaciones y métodos de prueba”, norma mexicana NMX-J-IP-1997-ANCE.

2 André Fihsman, “SF6 Physics and Chemical Data, Cahiers Techniques 79”,

Merlin Gerin, 1983.

3 Application of Power Circuit Breakers, IEEE Tutorial Course, 75CH0975-3-PWR.

4 B. M. Tareien, “Física de los materiales dieléctricos”, Ed. MIR, Moscú,

URSS,1978.

5 B. Ravindranath y M. Chander, “Power System Protection and Switchgear”, Wiley

Eastern Limited, 1977.

6 C. H. Flurscheim, “ Power Circuit Breaker Theory and Design”, IEE Power

Engineering, 1982.

7 Canadian Electrical Association, “Procedures for Dealing with Solid Arcing by

Products from Gas-Insulated Substations”, April 1985.

8 Comisión Federal de Electricidad, “Manual de transformadores de potencia,

Tomo 2”, editado por el Instituto de Investigaciones Eléctricas con material de la

Coordinadora de Transmisión y Transformación.

9 Comisión Federal de Electricidad, Centro de capacitación de Celaya, “Operación

y Mantenimiento de Interruptores de Potencia”, CCC-A011-T.

10 Comisión Federal de Electricidad, Coordinación de proyectos de transmisión y

transformación, “Interruptores de potencia de 123 a 420 kV /Rev. Ed. Jun-89”.

11 E. B. Curdts, “Insulation Testing by D-C Methods”, Biddle Instruments, 1984.

12 G. Mauthe, B. M. Pryor, L. Niemeyer, R. Probst, J. Poblotzki, H. D. Morrison, P.

Bolin, P. OĆonnell y J. Henriot, “SF6 recycling guide re-use of SF6 gas in

electrical power equipment and final disposal”, Électra, No. 173, August 1997.

13 G. Mauthe, K. Pettersson, D. Gleeson, D. König, J. Lewis, T. Molony, P.

OĆonnell, A. Porter y L. Niemeyer, “Handling of SF6 and its decomposition

products in gas insulated switchgear (GIS)”, 1st part, Électra, No. 136, Juin 1991.

1

14 G. Mauthe, K. Pettersson, D. Gleeson, D. König, J. Lewis, T. Molony, P.

OĆonnell, A. Porter y L. Niemeyer, “Handling of SF6 and its decomposition

products in gas insulated switchgear (GIS)”, 1st part, Électra, No. 137, Août 1991.

15 G. Mauthe, L. Niemeyer, B. M. Pryor, R. Probst, H. Bräutigam, P. A. OĆonnell,

K. Pettersson, H. D. Morrison, J. Poblotzki y D. Koenig, “SF6 and the global

atmosphere”, Électra, No. 164, February 1996.

16 H. M. Ryan y G. R. Jones, “SF6 Switchgear”, IEE Power Engineering, 1989.

17 http:www.usbr.gov/power/data/fist/fist3Nl/3Nl-8.html, “Testing Solid Insulation of

Electrical Equipment”.

18 IEEE Guide for Diagnostics and Failure Investigation of Power Circuit Breakers,

IEEE Std C37.10-1995.

19 IEEE Recommended Practice for Seismic Design of Substations, IEEE Std 693-

1997.

20 International Electrotechnical Commission, “artificial pllution test on high-voltage

insulator to be used on a.c. systems”, IEC 507:1991, second edition, 1991-04

21 International Electrotechnical Commission, “Artificial pollution tests on high-

voltage insulation to be use on a.c. systems”, IEC-507.

22 International Electrotechnical Commission, “common specifications for high-

voltage switchgear and controlgear standars” IEC 60694, edition 2.1, 2001-05.

23 International Electrotechnical Commission, “High-voltage alternating current

circuit-breakers – Guide for seismic qualification of high-voltage alternating

current circuit-breakers”, IEC 1166:1993, First edition, 1993:03

24 International Electrotechnical Commission, “High-voltage alternating current

circuit-breakers – Guide for seismic qualification of high-voltage alternating

current circuit-breakers”, IEC-1166, First edition, 1993-03.

25 International Electrotechnical Commission, “High-voltage switchgear and

controlgear Part100: High-voltage alternating-current circuit-breakers“, IEC

62271-100, first edition, 2001-05

26 International Electrotechnical Commission, “High-voltage switchgear and

controlgear – Use and handling of Sulphur hexafluoride (SF6) in high-voltage

switchgear and controlgear”, IEC-1634, First edition, 1995-04.

2

3

27 International Electrotechnical Commission, “High-voltage test techniques Part1:

General definitions and test requirements”, IEC 60-1, Second edition, 1989-11.

28 International Electrotechnical Commission, “Specification and acceptance of new

Sulphur Hexafluoride”, IEC 37671, 1971.

29 Kunio Nakanishi, “Switching Phenomena in High-Voltage Circuit Breakers”,

Marcel Dekker, 1991.

30 L. Niemeyer, H. D. Morrison, G. Mauthe, B. Pryor, H. Knobloch, J. Henriot, M.

Pittroff, R. Probst, J. Poblotzki, B. Mazzoleni, J. Castonguay, W. Boeck, Y.

Murayama y P. Bolin, “CIGRE guide for SF6 gas mixtures”, Cigre Technical

Brochure, Électra, No. 191, August 2000.

31 M. Runde, G. E. Ottesen, B. Skyberg, M. Ohlen, “Vibration Analysis for

Diagnostic of Circuit-Breakers”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 11,

No. 4, October 1996.

32 NMX-J-123-2001-ANCE, “Productos eléctricos – transformadores- aceites

minerales aislantes para transformador, Parte 1.- Especificaciones”.

33 R. Liñan Garcia, “SF6 Decomposition under power arc and its degradation effects

on superficial properties of insulating materials”, University of Salford PH. D.

Thesis, 1993.

34 Ruben D. Garzón, “High Voltage Circuit Breakers Design and Applications”,

Marcel Dekker, 1997.

35 S. D. Myers, J. J. Kelly y R. H. Parrish, “A Guide to Transformer Maintenance”,

Transformer Maintenance Institute, 1981.

36 Solvay Fluor and Derivate, “Sulphur Hexafluoride”.

37 Stephan Drennan, “Marking Manager, Diagnostic Insulation Testing”, AVO

INTERNATIONAL.

38 Thomas E. Browne Jr, “Circuit Interruption Theory and Techniques”, Marcel

Dekker, 1984.

39 W. P. Baker, “Electrical Insulation Measurement”, Chemical Publishing Co., First

American Edition, New York,

Documents

90557141 MANUAL CFE Interruptores Potencia