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Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2000
Verificación en campo de las características de los equipos de Verificación en campo de las características de los equipos de
potencia, medida, control y protección para mantenimiento de potencia, medida, control y protección para mantenimiento de
subestaciones a 115 KV subestaciones a 115 KV
Luis Eduardo Bello Rebolledo Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Bello Rebolledo, L. E. (2000). Verificación en campo de las características de los equipos de potencia, medida, control y protección para mantenimiento de subestaciones a 115 KV. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/388
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VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DEPOTENCIA, MEDIDA, CONTROL Y PROTECCIÓN PARA MANTENIMIENTO DE
SUBESTACIONES A 115 KV
LUIS EDUARDO BELLO REBOLLEDO
Tesis para optar al título deIngeniero Electricista
DirectorMIGUEL EUGENIO GARZÓN MARTÍNEZ
Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLEFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ, D.C.2000
IV
Nota de aceptación
Presidente del jurado
Jurado
Jurado
Bogotá 06/09/2000
V
NOTA ACLARATORIA
Las ideas, recomendaciones y conclusiones expresas en este documento son reflejo de las
opiniones del autor, en lo que al tema se refiere; por lo tanto, la Universidad de la Salle y
la Facultad de Ingeniería Eléctrica no son responsables por éstas.
VI
A mis padres, hermanos,profesores y amigos quienescreyeron en mí durante larealización de mis estudios,gracias a ellos ahora tengola oportunidad de serprofesional.
VII
AGRADECIMIENTOS
El autor expresa sus agradecimientos a:
La Universidad de la Salle
Dr. Hernán Carvajal Decano de la Facultad de Ingeniería Eléctrica Universidad de laSalle.
Miguel Garzón Ingeniero Electricista y Director de la investigación, por sus valiosasorientaciones.
Álvaro Barrera Torres Ingeniero Eléctrico, Asesor de la Gerencia de Distribución deCodensa S.A. E.S.P., por sus aportes a la Investigación.
Ramiro Rueda Bueno Ingeniero Eléctrico, Jefe de la División Ingeniería y ObrasCodensa S.A. E.S.P.
Armando Antonio Ciendua Ciendua Ingeniero Electricista, Jefe de DivisiónMantenimiento de Líneas y Subestaciones de Codensa S.A. E.S.P.
Raúl Ernesto Moreno Ingeniero Electricista, Jefe de Grupo de Mantenimiento deSubestaciones de Codensa S.A. E.S.P.
Ivan Adel Mendieta Ingeniero Electricista, Jefe de Grupo de Mantenimiento deSubestaciones de Codensa S.A. E.S.P.
Cesar Rincón Alvarez Ingeniero Electricista, Jefe del Departamento de Control yProtecciones.
A todas aquellas personas, que de una u otra manera, colaboraron en la realización delsiguiente proyecto.
VIII
CONTENIDO
Pág
INTRODUCCIÓN
1. MARCO TEÓRICO 32
1.1 RED DE ALTA TENSIÓN DE DISTRIBUCIÓN 33
1.2 SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS ALTA TENSIÓN - ALTA TENSIÓN 34
1.3 SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS ALTA TENSIÓN – MEDIA TENSIÓN 35
1.4 VENTAJAS 37
1.5 DESVENTAJAS 38
1.6 ESQUEMAS DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS 38
1.6.1 Protección de línea a 115 kV. 39
1.6.2 Protección eléctrica del transformador 40
1.6.3 Protección de circuito de distribución a 34.5, 13.2 y 11.4 kV 41
1.6.4 Protección de barras de AT 41
1.7 NORMATIVIDAD DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS 42
1.7.1 De acuerdo con la duración de la interrupción 45
1.7.2 De acuerdo con el origen 46
1.7.3 Indicadores de calidad del servicio 46
1.7.3.1 Indicador de duración equivalente de las interrupciones del servicio (des) 46
1.7.3.2 Indicador de frecuencia equivalente de las interrupciones del servicio 47
1.7.3.3 Indicadores de seguimiento de la calidad del servicio prestado 48
1.7.3.4 Indicadores definitivos 49
2. NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL PERSONAL EJECUTOR DEMANTENIMIENTO
52
IX
2.1 FACTOR DE RIESGO ELÉCTRICO 53
2.1.1 Distancias mínimas de seguridad 54
2.2 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN PERSONAL 55
2.2.1 Grupo humano para operación de subestaciones eléctricas 56
2.3 DEFINICIONES BÁSICAS 56
2.3.1 Instalación 56
2.3.2 Subestación 56
2.3.2.1 Edificio de control 57
2.3.2.2 Patio de conexiones 57
2.4 RECOMENDACIONES PARA PROTECCIÓN Y SEGURIDAD EN TRABAJOS DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES
57
2.4.1 Requisitos para maniobras 57
2.4.2 Maniobra de apertura de un campo de línea de transmisión 59
2.4.3 Maniobra de apertura de un campo de transformador de potencia 61
2.4.4 Maniobra de apertura de un alimentador de Media Tensión 63
2.4.5 Maniobras con equipo en servicio 64
2.5 MEDIDAS DE SEGURIDAD PARA INYECCIÓN DE EQUIPO DE POTENCIA, CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDIDA
65
2.5.1 Ser humano 65
2.5.2 Equipos para pruebas 68
2.5.3 Químicos 68
3. MANTENIMIENTO GENERAL EN SUBESTACIONES DE POTENCIA 70
3.1 TIPOS DE MANTENIMIENTOS 71
3.1.1 Chequeo general visual 73
3.1.2 Mantenimiento predictivo 73
3.1.3 Mantenimiento preventivo programado 75
3.1.4 Mantenimiento correctivo 76
4. VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL TRANSFORMADOR 78
X
DE POTENCIA
4.1 GENERALIDADES 78
4.1.1 Seguridad 78
4.1.1.1 Pruebas con inyección de corriente y/o voltaje 78
4.1.1.2 Modificación del procedimiento 79
4.2 PRUEBAS A LOS COMPONENTES DEL TRANSFORMADOR 79
4.2.1 Bujes 79
4.2.1.1 Resistencia de aislamiento 79
4.2.1.2 Factor de potencia 80
4.2.2 Cuba principal 80
4.2.2.1 Devanados 80
4.2.2.1.1 Resistencia del aislamiento entre devanados 80
4.2.2.1.2 Resistencia de devanados 81
4.2.2.1.3 Relación de transformación 86
4.2.2.1.4 Grupo vectorial 87
4.2.2.1.5 Polaridad de devanados 89
4.2.2.1.6 Factor de potencia 89
4.2.2.1.7 Impedancia de vacío 91
4.2.2.1.8 Impedancia de cortocircuito 91
4.2.2.1.9 Estanqueidad 93
4.2.2.1.10 Aterrizaje de neutros y tanque 93
4.2.2.1.11 Válvulas 94
4.2.2.1.12 Purga de aire 94
4.2.2.1.13 Pintura y limpieza 94
4.2.2.1.14 Resistencia de aislamiento en gabinetes 95
4.2.2.1.15 Iluminación 95
XI
4.2.2.1.16 Calefacción 95
4.2.2.1.17 Tomacorriente 95
4.2.2.1.18 Aterrizaje del gabinete 95
4.2.2.1.19 Firmeza de conexiones 95
4.2.2.1.20 Terminales 96
4.2.2.1.21 Marquillas 96
4.2.2.1.22 Aterrizaje de pantallas 96
4.2.2.1.23 Control de ventiladores 96
4.2.2.1.23.1 Mando local 96
4.2.2.1.23.2 Sentido de giro 96
4.2.2.1.23.3 Mando remoto 96
4.2.2.1.23.4 Lámparas indicadoras 96
4.2.2.1.23.5 Mando automático 97
4.2.3 Protecciones eléctricas 97
4.2.3.1 Motor 97
4.2.3.2 Circuitos 97
4.2.3.3 Operación del motor 97
4.2.4 Protecciones mecánicas 98
4.2.4.1 Relé Buchholz 98
4.2.4.2 Temperatura del aceite 98
4.2.4.3 Temperatura de los devanados 100
4.2.4.4 Nivel de aceite 100
4.2.4.5 Válvula de sobrepresión 101
4.2.5 Protecciones eléctricas 101
4.2.5.1 Impedancia de secuencia 101
4.2.5.1.1 Secuencia cero 101
4.2.5.1.2 Secuencia positiva 102
XII
4.2.5.2 Diferencial de transformador 102
4.2.5.3 Relé de sobrecorriente 105
4.2.6 Cambiador de tomas 106
4.2.6.1 Relé de flujo súbito de aceite 106
4.2.6.2 Continuidad 106
4.2.6.3 Chequeo de continuidad durante operación automática 107
4.2.6.4 Control de tomas 107
4.2.6.4.1 Operación manual 107
4.2.6.4.2 Operación eléctrica local 107
4.2.6.4.3 Operación eléctrica remota 108
4.2.6.5 Regulador automático de tensión 108
4.2.6.5.1 Operación automática 108
4.2.6.5.2 Operación con tensión de red 109
4.2.6.6 Luminarias de señalización 109
4.2.6.7 Otras pruebas 109
4.2.7 Transformadores de corriente tipo buje 109
4.2.8 Disparos y alarmas 109
5. VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE, TENSIÓN Y PARARRAYOS
111
5.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 111
5.1.1 Orientación de terminales 111
5.1.2.1 Aceite 111
5.1.2.2 Gas hexafloruro de azufre (SF6). 111
5.1.3 Resistencia de aislamiento 112
5.1.4 Polaridad 113
5.1.5 Resistencia de Devanados 114
5.1.6 Curva de Excitación 114
XIII
5.1.7 Relación de transformación 116
5.1.8 Factor de potencia 119
5.1.9 Puesta a tierra 120
5.1.10 Gabinete 120
5.2 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 120
5.2.1 Medio Aislante 120
5.2.2 Resistencia del aislamiento 120
5.2.3 Polaridad 121
5.2.4 Relación de transformación 121
5.2.5 Factor de potencia 122
5.2.6 Puesta a tierra 122
5.2.7 Gabinete 122
5.2.8 Circuitos secundarios 122
5.3 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN CAPACITIVOS DE TENSIÓN 123
5.3.1 Capacidad 123
5.3.2 Resistencia de aislamiento 123
5.3.3 Trampa de onda 124
5.3.4 Impedancia de la trampa a 60 Hz 124
5.3.5 Impedancia de conexiones 124
5.4 VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS PARARRAYOS 125
5.4.1 Firmeza de conexiones 125
5.4.2 Corriente a tensión de servicio 125
5.4.3 Resistencia de aislamiento 126
5.5 Contador de descargas 126
5.5.1 Operación 126
5.5.2 Aislamiento 127
XIV
5.5.3 Firmeza de conexiones 127
5.6 PRUEBAS ADICONALES 127
6. MANTENIMIENTO A EQUIPO DE CORTE EN PATIO DE CONEXIONES 128
6.1 INTERRUPTOR DE POTENCIA 130
6.1.1 Estanqueidad 130
6.1.2 Resistencia de aislamiento 131
6.1.3 Resistencia de contactos y conexiones 132
6.1.4. Tiempo, velocidad y recorrido de cierre y apertura de contactos 134
6.1.5 Mecanismo 136
6.1.5.1 Operación de presóstatos 136
6.1.5.2 Resistencia de aislamiento 136
6.1.5.3 Tensión mínima de operación para bobina de cierre y/o apertura 136
6.1.5.4 Resistencia de bobinas 137
6.1.5.5 Indicador de posición. 137
6.1.5.6 Contador de operaciones 137
6.1.5.7 Presóstatos de mando 137
6.1.5.8 Relé de antibombeo 137
6.1.5.9 Aterrizaje 137
6.1.5.10 Otras pruebas 138
6.1.6 Mandos del interruptor 138
6.1.6.1 Local 138
6.1.6.2 Remoto 138
6.1.6.3 Centro Local o Regional de despacho 138
6.1.7 Disparos y alarmas 138
6.1.8 Pintura y limpieza 139
6.1.9 Lubricación 139
6.1.10 Calidad del dieléctrico 139
XV
6.2 SECCIONADORES DE TENSIÓN 139
6.2.1 Operación 140
6.2.1.1 Manual o eléctrica 140
6.2.1.2 Resistencia de aislamiento 140
6.2.2 Resistencia de contactos 141
6.2.3 Mecanismo 141
6.2.3.1 Resistencia de aislamiento 141
6.2.3.2 Prueba de dispositivos de enclavamiento 142
6.2.3.3 Mandos 142
6.2.3.3.1 Local 142
6.2.3.3.2 Remoto 143
6.2.3.4 Aterrizaje 143
6.2.3.5 Otras pruebas 143
6.2.3.6 Lubricación 143
6.3. PRUEBAS ADICIONALES 143
7. MANTENIMIENTO GENERAL EQUIPO DE CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDIDA 144
7.1. GENERALIDADES 144
7.2 NORMAS DE SEGURIDAD 145
7.3 RECOMENDACIONES 145
7.4 Actividades similares 146
7.4.1 Ajuste de borneras 146
7.4.2 Limpieza General De Cubículos De Medida, Control Y Protecciones 147
7.4.2.1 Materiales utilizados 147
7.5 MANTENIMIENTO DE INSTRUMENTOS DE MEDIDA AMPERIMETROS,VOLTÍMETROS, VARIMETROS Y VATÍMETROS.
148
7.5.1 Instrumentación de medida 148
7.5.1.1 Inyección de amperímetros 149
XVI
7.5.1.2 Inyección de voltímetros 151
7.5.1.3 Inyección de vatímetros y varímetros 151
7.6 MANTENIMENTO, AJUSTE Y PRUEBAS DE CALIBRACIÓN A RELÉS DE PROTECCIÓN
154
7.6.1 Procedimiento 154
7.6.2. Recomendaciones prácticas 155
7.6.3 Limpieza y ajuste 156
7.6.4 Relés de sobrecorriente 157
7.6.4.1 Pruebas 158
7.6.4.1.1 Prueba de corriente de arranque o pick-up del relé 162
7.6.4.1.2 Calibración de la curva de operación del relé 164
7.6.4.1.3 Unidad instantánea 166
7.6.4.1.4 Banderola 167
7.6.5 Relés de sobrecorriente direccional 167
7.6.5.1 Pruebas 167
7.6.5.1.1 Unidad direccional 167
7.6.6 Relé de distancia 168
7.6.6.1 Falla monofasica 168
7.6.6.2 Falla bifásica 170
7.6.6.3 Falla Trifásica 170
7.6.6.4 Relé diferencial de transformador 172
7.6.6.4.1 Corriente de operación ( Ipick-up). 172
7.6.6.4.2 Restricción de armónicos 173
7.6.6.4.3 Porcentaje de pendiente (SLOPE). 173
7.6.6.4.4 Corriente pasante (Ip). 174
7.6.6.4.5 Corriente Instantánea 174
7.6.6.4.6 Relé diferencial de barras 175
XVII
7.6.6.4.7 Relé de baja frecuencia 176
7.6.6.4.8 Relé de bajo voltaje 177
7.6.6.4.9 Inyección primaria de corrientes 177
7.6.6.4.10 Relé de supervisión circuito de disparo 177
7.6.6.4.11 Pruebas adicionales 178
7.7 MANTENIMIENTO GENERAL DE BANCOS DE BATERÍAS 179
7.7.1 Normas de seguridad 179
7.7.2 Recomendaciones prácticas 179
7.7.3 Limpieza y mantenimiento 179
7.7.3.1 Prueba de impedancia 182
7.7.3.2 Pruebas de descarga 183
7.7.4 Pruebas al cargador de baterias 183
7.8 Mantenimiento de celdas de 11.4 KV 184
7.8.1 Resistencia de aislamiento 184
7.8.2 Interruptores 184
7.8.3 Presión de SF6 184
7.8.4 Resistencia de bobinas 184
7.8.5 Tiempo de apertura y cierre 184
7.8.6 Estanqueidad 184
7.8.7 Pruebas adicionales 185
7.8.8 Transformadores de corriente 185
7.8.9 Transformador de potencial 185
7.8.10 Resistencia de aislamiento pararrayos 185
7.8.11 Protecciones 185
7.8.12 Instrumentos de medida 185
7.8.13 Otras pruebas 185
XVIII
8. MANTENIMIENTO PREDICTIVO EN SUBESTACIONES DE POTENCIA 186
8.1 TERMOVISIÓN 187
8.1.1 Medidas y observaciones 191
8.1.2 Ventajas de la termográfia 202
8.1.3 Equipo utilizado. AGA 782 Agema 203
8.2 ULTRASONIDO 203
8.3 ANÁLISIS DE ACEITE DIELÉCTRICO 204
8.3.1 Sistema de aislamiento del transformador de potencia 205
8.3.2 Clasificación de fallas en el transformador 205
8.3.2.1 Fallas entre espiras de la misma fase, espiras y tierra 206
8.3.2.2 Cortocircuitos externos o cambios bruscos de corriente (sobrecarga) 206
8.3.2.3 Otra debido a la modificación en las propiedades químicas del aceite 206
8.3.2.4 El inadecuado montaje del transformador 206
8.3.3 funciones del aislante 207
8.3.3.1 Funciones del aceite mineral 207
8.3.3.2 Funcionamiento del aislamiento sólido 207
8.3.4 Muestra de fallas ocurridas en los transformadores 209
8.3.5 Conceptos básicos 211
8.3.6 Efectos adversos generados por la presencia de agua y productos deoxidación del aceite impregnados en papel
215
8.3.7 Recomendaciones prácticas 216
8.4 FACTOR DE POTENCIA Y PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS 221
8.4.1 Generalidades 221
8.4.2 Prueba de aislamiento de un equipo 228
8.4.2.1 Interpretación de los datos de prueba 228
8.4.2.2 Ventajas 228
9. MÉTODO DE MEDICIÓN PARA VERIFICACIÓN DE LAS MALLAS DE PUESTA ATIERRA EN SUBESTACINS DE 115 kV
230
XIX
9.1 DEFINICIONES 231
9.1.1 Puesta a tierra 231
9.1.2 Circuito de retorno a tierra 231
9.1.3 Conexión de electrodos a tierra 232
9.1.4 Corriente de tierra eléctrica 232
9.1.5 Resistencia de conexión a tierra 232
9.1.6 Tierra remota 232
9.1.7 Resistencia Mutua 232
9.1.8 Potencial Eléctrico 232
9.1.9 Tensión de paso 232
9.1.10 Tensión de contacto 233
9.1.11 Resistividad 233
9.2 MEDIDA DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO 233
9.2.1 Métodos para medir la resistividad del terreno 234
9.2.1.1 Método de los dos puntos 234
9.2.1.2 Método de los cuatro puntos 234
9.2.1.3 Configuración de Wenner 235
9.2.1.4 Configuración de Schlumberger 238
9.2.2 Medida de resistencia a tierra 239
9.2.2.1 Método de los tres puntos o triangulación 240
9.2.2.2 Método de la caída de potencial 242
9.2.2.3 Método de relación 246
9.2.3 Medida de impedancia de tierra 246
9.2.3.1 Método general 247
9.2.3.2 Método de inyección de alta corriente 248
9.2.3.3 Método de frecuencia de pulsación 249
9.3 TENSIÓN DE PASO Y TENSIÓN DE CONTACTO CIRCUITO EQUIVALENTE 250
9.4 EQUIPO UTILIZADO PARA PRUEBAS DE PUESTA A TIERRA 253
XX
9.4.1 Personal encargado de ejecutar las mediciones 253
9.4.2 Elementos de una puesta a tierra 254
9.4.3 Pruebas 256
9.4.3.1 Condiciones normales de tierra 256
9.4.3.2 Causas de lecturas erróneas 256
9.4.3.3 Medición de resistencia de tierra en 3 y 4 polos 258
9.4.3.3.1 Medición de resistencia de electrodos sencillos de tierra 259
9.4.3.4 Medición de resistencia en torres y estructuras 260
9.4.3.4.1 Medición de tierra en subestaciones 261
9.5. RECOMENDACIONES PARA REDUCIR LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA 263
10. EXPERIENCIA EN COLOMBIA 265
10.1 RECOMENDACIONES 268
10.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA 269
10.2.1 Subestaciones de potencia 269
10.2.2 Plan de mantenimiento eléctrico 270
10.2.2.1 Mantenimiento preventivo 271
10.2.2.2 Mantenimiento Predictivo 271
10.2.2.3 Mantenimiento Correctivo 271
10.3 DESARROLLO TECNOLÓGICO EN EL MANTENIMIENTO 271
10.4 Conclusiones 273
10.5 Soluciones 274
10.6 INDICES 276
10.6.1 Disponibilidad 277
10.6.2 Fiabilidad 281
11. CONCLUSIONES 285
BIBLIOGRAFÍA 290
ANEXOS 291
XXI
LISTA DE CUADROS
Pág
Cuadro 1. Configuraciones de subestaciones 230/115 kV 34
Cuadro 2. Efectos fisiológicos de la circulación de corriente a través del cuerpohumano
54
Cuadro 3. Distancia permitida entre un brazo o pierna extendida y la parteenergizada para los diferentes niveles de tensión:
54
Cuadro 4. Factor de corrección de la resistencia a 20 °C, por temperatura. 84
Cuadro 5. Condición del aislamiento de acuerdo con el resultado de l índice depolarización (IP).
85
Cuadro 6. Valores esperados de la resistencia de aislamiento prueba de cortotiempo.
85
Cuadro 7. Conexionado del equipo TR800 según el grupo vectorial deltransformador.
88
Cuadro 8. Clasificación de los interruptores según su medio de extinción dearco
129
Cuadro 9. Resistencia de contactos para diferentes tipos de fabricantes 134
Cuadro 10. Factor de corrección de acuerdo con el régimen de carga 193
Cuadro 11. Prioridad para mantenimiento de acuerdo con la población depuntos calientes.
196
Cuadro 12. Población de puntos calientes por rangos de temperatura 197
Cuadro 13. Puntos calientes por módulo de potencia 198
Cuadro 14. Fallas detectadas por grupos de equipo de potencia 199
Cuadro 15. Puntos calientes por nivel de tensión 200
Cuadro 16. Fallas detectadas usando tecnología termográfica 201
Cuadro 17. Clasificación de aislamiento eléctrico por norma IEC 208
Cuadro 18. Estadística de fallas en transformadores 209
XXII
Cuadro 19. Envejecimiento o pérdidas de vida del aislamiento con latemperatura
213
Cuadro 20. Requerimientos de las propiedades para los aceites dieléctricos 218
Cuadro 21. Pruebas que efectúa CODENSA S.A. ESP al aceite dieléctrico 220
Cuadro 22. Pruebas eléctricas que realiza CODENSA S.A. ESP al aceite aislante 220
Cuadro 23. Prueba especial al aceite aislante 220
Cuadro 24. Distancia de electrodos de prueba 258
Cuadro 25. Valores de espaciamiento de los electrodos 262
Cuadro 26. Costos de los equipos instalados en las subestaciones 272
XXIII
LISTA DE FIGURAS
Pág
Figura 1. Pasos a seguir en la planeación del Mantenimiento 53
Figura 2. Estructura del personal de operaciones de subestaciones 56
Figura 3. Diagrama unifilar de subestación tipo Condensa 59
Figura 4. Equipo de prueba MEGGER BM11 82
Figura 5. Medida de la resistencia de devanado 83
Figura 6. Medida de la resistencia del devanado (puente de weasthone) 83
Figura 7. Medición de relación alta tensión baja tensión y alta tensión mediatensión utilizando el equipo TTR
86
Figura 8. Equipo TTR800 Multiamp 87
Figura 9. Grupo Vectorial Conexión Y-Y-O 88
Figura 10. Medida de la polaridad del transformador 89
Figura 11. Medición de Factor de potencia 90
Figura 12. Medida de la impedancia de vacío 91
Figura 13. Medida de la impedancia de corto circuito 93
Figura 14. Prueba de aterrizaje de neutros y tanque 94
Figura 15. Prueba del termómetro de aceite 99
Figura 16. Impedancia de secuencia cero 102
Figura 17. Pruebas relé diferencial de transformador 105
Figura 18. Resistencia de aislamiento 112
Figura 19. Prueba de polaridad de equipos de medida 113
Figura 20. Puente de wheatstone para medir la resistencia de devanado 114
XXIV
Figura 21. Montaje para comprobar la curva de saturación 115
Figura 22. Comprobación de la relación de transformación 117
Figura 23. Verificación de los caminos secundarios de corriente fase A 117
Figura 24. Verificación de los caminos secundarios de corriente fases A y B 118
Figura 25. Verificación de los caminos secundarios de corriente fases A y C 118
Figura 26. El equipo TETTEX modelo 2818/5283, para pruebas de factor depotencia y tangente delta
119
Figura 27. Prueba de polaridad transformador de tensión 121
Figura 28. Montaje para comprobar la impedancia de la trampa y lasconexiones
125
Figura 29. Circuito para hacer operar el contador de descargas del pararrayos 127
Figura 30. Prueba de resistencia de aislamiento en interruptores de granvolumen de aceite
131
Figura 31. Prueba de resistencia de contactos en interruptores de dos cámaras 133
Figura 32. Pruebas dinámicas del interruptor utilizando el equipo TR3000 135
Figura 33. Prueba de tensión mínima de operación para las bobinas de cierre yapertura del interruptor
136
Figura 34. Inyección secundaria de elementos de medida 153
Figura 35. Cortocircuito de los secundarios de los transformadores decorriente para inyección secundaria de relés
154
Figura 36. Montaje para pruebas relés de sobrecorriente 152
Figura 37. Comportamiento de la curva de los relés de sobrecorriente 161
Figura 38. Modelo de un relé IAC, marca General Electric, cuya salida decorriente corresponde a los puntos 5 y 6
165
Figura 39. Aplicación de corriente de 2 y 3 veces la corriente de arranque delrelé y verificación de los tiempos de operación.
161
Figura 40. Relé de sobrecorriente direccional de fases y tierra 168
Figura 41. Diagrama para prueba monofásica relé distancia 170
Figura 42. Diagrama para prueba del relé de distancia 171
XXV
Figura 43. Fallas aplicada y característica de operación relé de distancia 171
Figura 44. Pruebas al relé diferencial de transformador 174
Figura 45. Prueba a relé diferencial de barras 176
Figura 46. Relé de supervisión circuito de disparo, posición de interruptorabierto
178
Figura 47. Factor de corrección de la temperatura bajo condiciones del 100%de carga
194
Figura 48. Periodicidad de atención a puntos calientes 197
Figura 49. Atención del mantenimiento por temperaturas anormales 198
Figura 50. Población de puntos calientes por módulo de potencia 199
Figura 51. Fallas por equipos de potencia 200
Figura 52. Población de puntos calientes por nivel de tensión 201
Figura 53. Circuito equivalente de la prueba de tangente delta 222
Figura 54. Diagrama representativo del efecto capacitivo del aislante 223
Figura 55. Diagramas para obtener las capacitancias del transformador depotencia
227
Figura 56. Pruebas de tangente delta al transformador de potencia 229
Figura 57. Método Wenner, para medir la resistividad del terreno 236
Figura 58. Método Schlumberger 238
Figura 59. Método de los tres puntos para medir la resistencia del terreno 240
Figura 60. Método de la caída de Potencial 243
Figura 61. Teoría de la caída de potencial 244
Figura 62. Método general para medir Impedancia 247
Figura 63. Método de la frecuencia de pulsación 250
Figura 64. Voltaje de paso y de Contacto 250
Figura 65. Tensión de paso 251
XXVI
Figura 66. Tensión de contacto 252
Figura 67. Equipo de prueba unilap geo x 254
Figura 68. Elementos de una puesta atierra 255
Figura 69. Continuidad de electrodos 257
Figura 70. Medición de electrodos sencillos 259
Figura 71. Medición de torres y estructuras Figura 62. Medición de torres yestructuras
260
Figura 72. Sistema de puesta a tierra de una subestación 261
Figura 73. Medición de un sistema de malla. 262
XXVII
LISTA DE ANEXOS
Pág
Anexo A. Diagrama unifilar del sistema de transmisión Codensa 291
Anexo B. Pruebas dinámicas de interruptor de potencia 292
Anexo C. Formato pruebas de relación de transformación en transformadores 293
Anexo D. Formato pruebas de resistencia de aislamiento transformadores 294
Anexo E. Formato pruebas de tangente delta transformadores 295
Anexo F. Formato pruebas de tangente delta Pararrayos 296
Anexo G. Formato pruebas de resistencia de aislamiento en interruptores 298
Anexo H. Formato pruebas de resistencia de contactos en interruptores 299
Anexo I. Formato pruebas de relé de sobrecorriente 300
Anexo J. Formato pruebas de relé de sobrecorriente direccional de tierra 305
Anexo k. Formato pruebas de relé de sobrecorriente direccional de fase 310
Anexo L. Formato pruebas de relés secundaria 316
XXVIII
RESUMEN
El objetivo de este trabajo es dar una guía, al lector, de cada una de las pruebas que debe
ejecutarse durante las tareas de verificación en campo de los equipos eléctricos para el
mantenimiento de subestaciones de 115 kV, así como el porqué y para qué de las pruebas
que se ejecutan durante el ejercicio de la actividad. Se realiza una descripción de cada
una de las tareas de campo, asistidas con figuras y cuadros para facilitar su comprensión.
Además, se dan una serie de criterios de seguridad industrial que deben tenerse en cuenta
a la hora de ejecutar las labores. Se utilizaron catálogos de los fabricantes de equipos de
potencia, normas internacionales y nacionales, catálogos de equipos para pruebas en
campo y anotaciones de experiencias propias recolectadas durante dos años de trabajo en
el ramo. La metodología aplicada aporta al conocimiento que se debe tener, por parte del
profesional encargado, de las labores, optimizando los recursos y minimizando riesgos al
personal.
XXIX
INTRODUCCIÓN
En la noche del 6 de agosto de 1900, Bogotá comenzó a ser otra, gracias al empeño de un
grupo de visionarios y al esfuerzo de un puñado de trabajadores, ese día entró en servicio
la planta Termoeléctrica del Charquito con una capacidad de generación de 240 kilovatios
para satisfacer las necesidades de 300 usuarios. Hoy, luego de 100 años, CODENSA
cuenta con 1’500.000 clientes, lo que la convierte en la compañía de distribución de
energía más grande del país. La Empresa de Energía de Bogotá fue capitalizada por
compañías extranjeras, quedando dividida en tres negocios completamente distintos e
independientes, a saber: Casa matriz (E.E.B.), encargada de la administración y
transmisión de energía a 230 kV, es decir directamente relacionada con el Sistema
Interconectado Nacional; EMGESA encargada de la administración y explotación de las
plantas de generación de energía, tanto térmica como hidráulica, y CODENSA encargada
de la administración, distribución y comercialización de la energía en niveles de 115, 57.5,
34.5, 13.2 y 11.4 kV.
CODENSA S.A. E.S.P. suministra el servicio de energía, principalmente en Bogotá y 96
municipios de Cundinamarca, Boyacá, Meta, y Tolima. Igualmente y, a través de la bolsa,
vende paquetes de energía a usuarios ubicados en cualquier lugar de la geografía
nacional. Su sistema de transmisión esta conformado por 986 Km de líneas a 115 kV, 129
Km de líneas a 57.5 kV y su distribución se realiza desde las 51 subestaciones de
XXX
transformación en niveles de 230/34.5, 230/11.4, 115/34.5, 115/13.2, 115/11.4 y
57.5/11.4 kV.
Las leyes 142 y 143 de 1994 dictaron las normas para la reestructuración del sector
eléctrico, diferenciando principalmente las actividades de generación, transmisión,
distribución y comercialización de la energía eléctrica, así, fue creada la Comisión de
Regulación de Energía y Gas (CREG) como ente regulador y a la Unidad de Planeamiento
Minero Energético (UPME) como ente responsable del planeamiento del sector. En la
resolución 003 de 1994 la CREG definió la actividad de transmisión integrando el sistema
de transmisión Nacional a voltaje igual o superior a 220 kV y el sistema de transmisión
Regional a voltajes inferiores a 220 kV.
La creación de estos entes regulatorios y la Bolsa de Energía permiten a las empresas
competir en los diferentes mercados, bajo condiciones de calidad del servicio, mejorando
la atención al cliente y disminuyendo los costos de la tarifa. Por lo anterior, cada empresa
deberá trabajar, para ser competitiva, en mejoras de su infraestructura, evacuación y
detección de fallas en sus sistemas rápidamente y optimizar las labores propias de
mantenimiento, para así evitar cortes de energía indeseados o demasiado largos, que le
acarrearían multas de acuerdo con las resoluciones de la CREG.
El presente trabajo pretende dar a conocer los programas óptimos de mantenimiento de
los sistemas de distribución local aplicados a la empresa CODENSA S.A. E.S.P. basados en
la resolución CREG 070 de junio de 1998, mostrando las diferentes pruebas que deben
realizarse a los equipos del sistema de potencia, durante una actividad de mantenimiento.
XXXI
Como limitación surge que las estadísticas son pobres sobre el número y el tiempo de
interrupción del servicio por circuito, siendo una de las herramientas determinantes a la
hora de analizar las diferentes alternativas en materia de inversiones de nuevas
tecnologías para los equipos de potencia, control, medida y protección. La estadística
sirve, adicionalmente, para crear nuevas políticas de mantenimiento preventivo, predictivo
y correctivo con el fin de mejorar los indicadores de calidad del servicio prestado.
Como metodología, prioritariamente se presentan y ejecutan, como visión integral, los
aspectos sobre los cuales se centran las necesidades de mantenimiento, bien sea por
gestión técnica: confiabilidad y disponibilidad de los equipos, y/o por gestión integral:
inspección, planeación y programación, involucrando costos por índices de control, por
gestión y obviamente beneficios obtenidos, con sus respectivas recomendaciones por
capítulo.
El alcance del trabajo involucra las pruebas para verificación de equipos en campo,
existentes en las diferentes subestaciones de CODENSA S.A. ESP, basados en las normas
internacionales, IEC, ANSI, etc., las nacionales (Normas colombianas ICONTEC) y los
estándares de CODENSA S.A. ESP.
32
1. MARCO TEÓRICO
La red de alta tensión para distribución de energía de CODENSA, se alimenta
principalmente del Sistema Interconectado Nacional (ISA), del sistema de transmisión de
la Empresa de Energía de Bogotá E.E.B. y de las plantas de generación de EMGESA, a
través de bancos de transformación y autotransformadores de 230/115 kV de propiedad
de ISA en Torca, de CODENSA en Circo, Balsillas, Noroeste, Tunal y Guaca y al nivel de
115 kV desde Termozipa, Salto I y II, Laguneta, Canoas y Dario Valencia de EMGESA.
Adicionalmente, cuenta con un subsistema al nivel de 57.5 kV, que atiende el centro de la
ciudad, correspondiente a las subestaciones más antiguas de CODENSA. En las
subestaciones Circo, Tunal, Balsillas, La Guaca y Noroeste los módulos de línea y los
barrajes asociados en 230 kV, son propiedad de la E.E.B. A nivel de 115 kV, en plantas de
generación, los módulos de línea y barrajes asociados son propiedad de CODENSA. Las
subestaciones locales y rurales de 115 kV, son igualmente propiedad de CODENSA. Las
líneas de transmisión de CODENSA, tienen configuraciones de doble circuito sobre torre o
poste metálico y sencilla sobre poste metálico. Existe de 987 kilómetros en líneas de 115
kV y 125 kilómetros de 57.5 kV.
La subestación típica de 115 kV, esta constituida por dos módulos de línea y tres de
transformación en configuración de barra sencilla. Situación que no aplica para las
subestaciones de 230 kV cuya configuración es de doble barra, principal con
33
seccionamiento y de reserva y las antiguas de 115 kV que operan en configuración de
barra principal y transferencia (Salitre, Concordia, Torca y Veraguas).
Las subestaciones Zipaquirá y Ubaté, aunque cuentan con dos (2) módulos de línea, solo
tienen un punto de conexión al sistema enmallado. Por tanto estas subestaciones, además
de Simijaca, Caqueza y Villeta, operan radialmente, dado que no existe la infraestructura
que permita su conexión al anillo existente.
Para líneas de distribución a 115 kV, el conductor de mayor utilización es el ACSR
605 MCM, que permite una capacidad máxima de transporte de 190 MVA. El sistema de
57.5 kV tiende a desaparecer y las subestaciones de este nivel, repotenciarlas a 115 kV.
La nueva reglamentación relacionada con el medio ambiente, impone la necesidad de
construcción de líneas de distribución de 115 kV, subterráneas, tecnología que aún no se
aplica en CODENSA.
1.1 RED DE ALTA TENSIÓN DE DISTRIBUCIÓN
El nivel definido para distribución en alta tensión es el de 115 kV, que interconecta dichas
subestaciones, sin olvidar el existente a 57.5 kV, con tendencia a desaparecer.
Se consideran dos tipos básicos de construcciones para líneas de distribución en 115 kV,
así:
- Construcción en torres, las cuales están normalizadas por SADE, para doble circuito.
34
- Construcción en poste metálico, de 27 metros de altura para doble circuito, utilizado
principalmente en áreas urbanas, donde por razones de espacio, no es posible la
instalación de torres.
1.2 SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS ALTA TENSIÓN - ALTA TENSIÓN
El sistema de CODENSA, para transformación de 230/115 kV, esta compuesto por las
subestaciones Circo, Noroeste, Tunal, Balsillas y Guaca.
Las configuraciones existentes son: Tunal y Guaca con doble barraje con interruptor y
módulo de acople, Circo encapsulada en SF6, de doble barra un interruptor con
seccionamiento para operación sin carga y acople de barras, Noroeste de doble barra con
seccionamiento bajo carga para la barra principal, y la otra barra de reserva, acople de
barras para líneas, acople de barras para transformador y transferencia y Balsillas con
barra sencilla.
Cuadro 1. Configuraciones de subestaciones 230/115 kV
S/E CIRCO TUNAL BALSILLAS(1)
NOROESTE GUACA
CapacidadNominal
3*168MVA
2*168MVA
3*90MVA
2*168MVA
1*168 MVA
CapacidadMáxima
3*201MVA
2*201MVA
3*108MVA
2*201MVA
1*201MVA
Sobrecarga 19% 19% 20% 19% 19%(1) Son autotransformdores trifásicos
35
1.3 SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS ALTA TENSIÓN – MEDIA TENSIÓN
El sistema de distribución de CODENSA, está conformado por subestaciones alimentadas
a través de un barraje sencillo a 230, 115 ó 57.5 kV, al que llegan como mínimo dos líneas
de distribución y del que se alimentan los transformadores de potencia, regulables bajo
carga, estableciéndose las siguientes topologías:
- 230/34.5 kV
- 230/11.4 kV
- 115/34.5 kV
- 115/13.2 kV
- 115/11.4 kV
- 115/34.5/11.4 kV
- 57.5/11.4 kV
Existe el nivel de media tensión de 13.2 kV, únicamente en redes rurales.
Para 230 kV, se tienen las configuraciones establecidas en las S/E. transformadoras AT/AT
anteriormente descritas, para 115 kV, se tienen las siguientes:
- Barra sencilla
- Barra principal y transferencia.
En nivel de MT, concretamente para 11.4 kV, se manejan las siguientes configuraciones:
36
- Barra sencilla con ocho celdas de salida, una de entrada y una de unión barras, por fila
y tres filas por subestación para cada transformador, típico de CODENSA. Con este
esquema, para atender el mantenimiento o salida por falla de uno de los
transformadores, exige la operación en paralelo de los transformadores restantes, con
las implicaciones de tipo técnico que esto representa o la suplencia de cargas desde
otros puntos de transformación, esto último a raíz de la desatención al concepto de
potencia firme, con el que fueron diseñadas y construidas, que considera como
máxima carga atendida por transformador, el 70% de su nominal.
- Barra sencilla, una celda de entrada, ocho de salida y una de unión barras, para las
filas de los extremos; para la fila del centro, una de entrada, dos de unión barras
contiguos a la celda de entrada y ocho celdas de salida, así se configuran dos
secciones de cuatro celdas de salida para la fila central, permitiendo con esto
establecer dos filas de 12 celdas de salida cada una para requerimientos de
mantenimiento y/o por falla de alguno de los transformadores, sin necesidad de
formar paralelos.
- Se tiene un nuevo esquema, con dos transformadores de 56 MVA, cuya topología por
unidad, involucra dos interruptores de entrada, cada uno alimentando una sección de
barra, además de un interruptor de unión barras por segmento de barra, conectado
por cable a la barra correspondiente de la otra unidad.
37
Vale la pena señalar que estos esquemas se concibieron para operación al 70% de la
capacidad nominal por transformador, con el fin de garantizar suplencia plena ante la
salida de alguna unidad, por falla o requerimientos de mantenimiento.
Las subestaciones rurales y locales de barra sencilla y un solo transformador, no cuentan
con suplencia por daño o mantenimiento del transformador, sin embargo pueden
obtenerla para determinados circuitos desde otros centros de carga.
Para el caso de subestaciones AT/MT, que alimentan a 34.5 kV, se usa la barra sencilla y
un solo transformador, en otros casos esta misma configuración es mejorada con la
adecuación de otro módulo de transformación y uno de interrupción de barraje, preparado
para dar suplencia ante la salida de alguno de los transformadores, siempre, bajo la
filosofía de potencia firme.
El sistema de CODENSA, cuenta con 56 subestaciones, entre AT/AT y AT/MT y una
potencia instalada de 4831 MVA.
1.4 VENTAJAS
Cuenta con un esquema de deslastre de carga por baja frecuencia y bajo voltaje para
celdas de 11.4 kV, evitando la salida de la totalidad de los circuitos en caso de
contingencias en el Sistema Interconectado Nacional y/o local, permitiendo garantizar su
estabilidad ante fenómenos de índole transitoria.
La configuración establecida para el nivel de MT, en lo que respecta a 11.4 kV, permite
cierta flexibilidad para ejercicios de mantenimiento en módulos de transformación,
38
considerando la existencia de dos y tres filas de celdas, acopladas a través de
interruptores.
1.5 DESVENTAJAS
- La mayoría de las subestaciones de AT/MT, están configuradas como de barra sencilla
y la cargabilidad es cercana al 100%, lo cual limita las posibilidades de mantenimiento
a horarios donde la demanda es menor, lo que implica sobrecostos por mano de obra.
- La salida de una línea o banco de transformación conectado al SIN, afecta al usuario
por los esquemas de deslastre de carga implementados.
- Los sistemas de comunicación requeridos para los esquemas de protección con disparo
permisivo por comparación dirección a través de un canal dedicado, están fuera de
servicio. Esto origina que ante fallas en una determinada línea, se presenten salidas
indeseadas de otras líneas.
Las configuraciones desarrolladas para las subestaciones recientes, fueron diseñadas con
una carga máxima por transformador del 70% de su capacidad nominal, lo cual no se ha
cumplido, perdiéndose el objetivo con el que fueron especificadas.
1.6 ESQUEMAS DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
Las subestaciones de CODENSA poseen los siguientes esquemas de protecciones para los
diferentes módulos:
39
1.6.1 Protección de línea a 115 kV. El siguiente es el esquema de protecciones de las
líneas de transmisión a 115 kV:
- Principal 1: Relé de distancia, función 21, con tres zonas de protección para fases y
tierra y características MHO y cuadrilateral, para las nuevas subestaciones. Los
esquemas relativamente viejos, ofrecen un esquema cuya protección solo atiende
fallas entre fases y trifásicas, con una y máximo dos zonas de alcance y característica
MHO.
- Principal 2: Relé de sobrecorriente direccional de tierra, con disparo permisivo por
comparación direccional a través de un canal de comunicación, función 67N, activado
para atender las deficiencias de los esquemas antiguos de distancia. Actualmente,
fuera de servicio por las limitaciones de comunicaciones.
- Relés de respaldo, sobrecorriente direccional de fases, función 67 y de tierra 67NB,
cuya operación es temporizada, con el fin de atender deficiencias de las protecciones
principales.
- Relé falla interruptor función 50 BF, instalado en las nuevas subestaciones, como
respaldo a posibles fallas en la operación de los interruptores de potencia. Su
operación temporizada causa la salida de la totalidad de la subestación, al activar el
86B.
- Relé de supervisión circuitos de disparo, función 74, dedicados al chequeo continuo de
los circuitos de disparo, tanto en posición abierta como cerrada del interruptor
40
asociado y así detectar anormalidades previas a la puesta en servicio y durante su
operación.
- Relé de recierre, función 79, activados para un solo recierre trifásico rápido.
- Relé de bloqueo maestro, función 86, activado siempre que ocurra una falla severa y
su reset solo se realiza previo concepto de los ingenieros encargados del
mantenimiento. Para línea su denominación es, 86L, también hay 86T y 86B.
1.6.2 Protección eléctrica del transformador. A continuación se describe el esquema de
protección de transformador de potencia:
- Protección principal, relé diferencial de fases, función 87T, para detección de fallas
internas en el transformador, como cortocircuitos entre devanados, espiras y a tierra.
La operación de esta protección activa la función 86T.
- Protección de respaldo, relé de sobrecorriente, función 50/51 fases y tierra la mayoría
conectados al mismo núcleo del transformador de corriente de la protección diferencial
87T, usado para atender fallas dejadas de despejar por las protecciones en el lado de
baja tensión del transformador, pero que no corresponden a la diferencial.
- Existen las protecciones propias del transformador como son: buchholz para la cuba
principal, flujo súbito de aceite del cambiador de tomas, sobrepresión tanque principal
y cambiador de tomas, válvula de sobrepresión, termómetros de devanado y aceite,
41
funciones que activan el 86T, usados principalmente para detectar fallas incipientes no
detectadas por la protección diferencial.
1.6.3 Protección de circuito de distribución a 34.5, 13.2 y 11.4 kV. Todos los circuitos de
distribución presentan el siguiente esquema:
- Protección principal, relé de sobrecorriente, función 50/51 fases y tierra. En los
alimentadores a 34.5 kV, se cuenta con protecciones direccionales, con el fin que al
futuro esta red sea anillada.
- Relé de recierre, función 79, con tres recierres; uno rápido y dos temporizados.
1.6.4 Protección de barras de AT. Protección diferencial de barraje, función 87B,
atendida principal por relé de alta impedancia y en contados casos, como el que se
considera en este proyecto, por relés porcentuales. Su activación es de carácter
instantáneo y origina la desenergización de la totalidad de la subestación. Para el caso de
la subestación Noroeste la diferencial esta dividida en cuatro zonas de protección, una
zona 1 que protege la barra principal seccionada uno cuya activación, ordena apertura,
únicamente, de las líneas y/o transformadores que alimentan ésta barra, la zona 2 protege
la barra principal seccionada 2 y su activación ordena apertura de los equipos asociados a
ésta barra, la zona tres protege la barra de reserva integra y su activación ordena la
apertura de los interruptores asociados a ésta barra y una zona 4 llamada de
comprobación de falla que protege la totalidad de las barras y su activación da permiso a
42
las otras zonas para producir la orden de apertura de los equipos asociados a cada una de
ellas.
Adicionalmente en las subestaciones se tienen relés de función 27 de bajo voltaje, relé
función 59 de sobrevoltaje y relé de mínima frecuencia, función 81.
Todos estos dispositivos, son la garantía de confiabilidad y continuidad del servicio en las
subestaciones.
Las subestaciones de 57.5/11.4 kV, poseen los mismos esquemas de protección de las
subestaciones de 115 kV, a excepción de algunos módulos de línea, que como protección
principal utilizan un relé diferencial de línea por hilo piloto (87L), y como protección de
respaldo relés de sobrecorriente direccionales para fases y tierra, en la actualidad el
esquema 87L se encuentra fuera de servicio.
1.7 NORMATIVIDAD DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Para tener un claro enfoque sobre los costos generados por interrupciones debidas a fallas
reales en los sistemas de transmisión y distribución o a causas normales de los equipos
involucrados en los sistemas de distribución, se definen los aspectos más importantes de
la resolución 070 de junio de 1998 de la CREG, por la cual, se establece el código de
distribución de energía eléctrica, que intrínsecamente van ligados a definir un programa de
mantenimiento.
Como primera medida, los niveles de corriente de falla se deben calcular en cada uno de
los puntos de conexión para examinar si los equipos instalados en las subestaciones
43
superan ampliamente dicho nivel. Esto permitirá hacer una programación para la
reposición de los equipos que no están dentro de los estándares y determinará los limites
de tiempo para su ejecución, generando además las especificaciones de diseño,
fabricación, pruebas e instalación, acordes con los niveles calculados para cada una de las
subestación o punto de conexión. Adicionalmente, facilita evaluar cuándo algún equipo
esté próximo al nivel del corto calculado, permitiendo tomar decisiones con suficiente
anterioridad y llevar a cabo un juicioso seguimiento de sus condiciones, a fin de tener
predicción de cuándo dicho equipo pueda fallar.
La puesta a tierra es de vital importancia ya que con el advenimiento de la electrónica, los
equipos de protección, medida y control, resultan más sensibles a sobretensiones y
corrientes resultantes, las cuales pueden ocasionar fallas a su interior.
De acuerdo con él código de red, resolución 001 de 1994, por la cual se establece el
Código de Conexión, el factor de puesta a tierra no debe ser mayor al 80%, es decir, para
cualquier configuración del sistema, la relación entre la reactancia de secuencia cero y la
reactancia de secuencia positiva debe ser menor que 3 y, además, la relación entre la
resistencia de secuencia cero y la resistencia de secuencia positiva debe ser menor que
uno. Por tal razón, el sistema de 57.5 kV se aterrizó a través del primario de un
transformador Yn∆Yn con sus secundarios abiertos. Adicionalmente, los transformadores
de potencia, para distribución, deberán tener devanado de compensación en delta para
evitar armónicos.
La puesta a tierra deberá cumplir con la norma IEEE 80 y la guía IEEE c6292.4.
44
Las protecciones deberán ser confiables, seguras, selectivas y rápidas, con desconexión
para mantener la estabilidad del sistema. Las protecciones deberán cumplir con la norma
IEC 255. La mayoría de los relés de protección del sistema de transmisión y distribución de
CODENSA son electromecánicos, por lo cual, para cumplir con las anteriores disposiciones
será necesario desarrollar un programa de mantenimiento periódico y repetitivo de las
protecciones, sobre todo, en las subestaciones de 57.5 kV. Para tal fin, se dispondrá de
información sobre ocurrencia de eventos no programados donde se debe describir el
evento, secuencia del mismo ( horas, minutos, segundos y milisegundos), demanda no
atendida, análisis de protecciones, condiciones de prefalla, operación de equipos de
potencia ( interruptores, etc), conclusiones y recomendaciones.
Cuando se requiera realizar eventos programados por mantenimiento, se deberán publicar
en un medio de comunicación masivo con 48 horas de anticipación para cargas
residenciales y 72 horas para cargas industriales.
Los eventos serán almacenados en forma magnética durante un período no inferior a tres
años. Esto permitirá a las Compañías de Distribución entregar informes y diagnósticos
anuales sobre su desempeño operativo, tal como lo solicita el código de distribución,
página 43, ítem 5.5.3.3 estadísticas de eventos.
Con base en las estadísticas de eventos, el código de distribución en la página 48 ítem 6.3,
calidad de servicio prestado, clasifica las interrupciones así:
45
1.7.1 De acuerdo con la duración de la interrupción, se clasifican en:
Instantáneas: son aquellas suspensiones del servicio cuya duración es inferior o igual a
un (1) minuto.
Transitorias: son aquellas suspensiones del servicio cuya duración es superior a un (1)
minuto y menor o igual a cinco (5) minutos.
Temporales: son aquellas suspensiones del servicio de energía cuya duración es mayor a
cinco (5) minutos.
Para el cálculo de los indicadores de calidad del servicio no se tendrán en cuenta:
- Interrupciones instantáneas.
- Interrupciones por razonamiento de emergencia o programadas del Sistema Eléctrico
Nacional, debidas a insuficiencia en la generación o por otros eventos en generación y
el Sistema de Transmisión Nacional, siempre y cuando así hayan sido definidas por el
Centro Nacional de Despacho.
- Interrupciones por seguridad ciudadana y solicitadas por organismos de socorro o
autoridades competentes.
46
- Suspensiones o cortes de servicio por incumplimiento del contrato de servicios
públicos.
1.7.2 De acuerdo con el origen, se dividen en:
- No programadas: son interrupciones que obedecen a cuentas no programadas.
- Programadas: son aquellas interrupciones que obedecen a eventos programados.
Para el cálculo de los indicadores de calidad de servicio, se tendrán en cuenta éstas
interrupciones.
1.7.3 Indicadores de calidad del servicio. La calidad del servicio suministrado por las
Compañías de Distribución se medirá por los siguientes indicadores:
1.7.3.1 Indicador de duración equivalente de las interrupciones del servicio (DES). Es el
tiempo total, medido sobre los últimos doce (12) meses en el que el servicio es
interrumpido en un circuito y se deberá calcular mensualmente con la siguiente expresión:
∑=
=NTI
1i
)i(tDES
Donde:
DES: Sumatoria del tiempo en horas de las interrupciones del servicio en un circuito,
durante los últimos doce (12) meses.
47
i: Interrupción i-ésima.
t(i): Tiempo en horas de la interrupción i-ésima.
NTI: Número total de interrupciones que ocurrieron en el circuito los últimos doce (12)
meses.
1.7.3.2 Indicador de frecuencia equivalente de las interrupciones del servicio (FES). Mide
la confiabilidad de un sistema de transmisión regional y/o sistema de distribución local,
como el número de interrupciones que presenta un circuito durante los últimos doce (12)
meses. Los operadores regionales deben calcular el indicador FES mensualmente para
cada circuito de acuerdo con la siguiente expresión:
FESI = NTI
Donde:
FESI: Número de veces que el servicio es interrumpido en un circuito durante los últimos
doce (12) meses.
48
NTI: Número total de interrupciones que ocurrieron en el circuito los últimos doce (12)
meses.
1.7.3.3 Indicadores de seguimiento de la calidad del servicio prestado. Para efectos de
estadísticas y de diagnóstico, se deberá hacer un seguimiento de la calidad media del
servicio prestado por el nivel de tensión de acuerdo con las siguientes fórmulas:
∑=
×=
NT
i
itiUniVa
DESn1
)()(
)(
∑=
=
NT
i iUniVa
FESn1 )(
)(
Donde:
DESn: Tiempo promedio por usuario en horas de las interrupciones del servicio en el nivel
de tensión n, durante los últimos doce (12) meses.
FESn: Frecuencia promedia por usuario de las interrupciones del servicio en el nivel de
tensión n, durante los últimos doce (12) meses.
i: Interrupción i-ésima.
t(i): Tiempo en horas de la interrupción i-ésima.
49
NT: Número total de interrupciones que ocurrieron en el nivel de tensión n, durante los
últimos doce (12) meses.
Va(i): Número total de usuarios afectados por la interrupción i-ésima en el nivel de tensión
n.
Un(i): Número total de usuarios en el nivel de tensión n, en el momento de la interrupción
i-ésima.
1.7.3.4 Indicadores definitivos. Como resultado final, se medirá los indicativos de la
siguiente forma:
DESj: Duración acumulado en horas de las interrupciones durante los últimos doce (12)
meses para el usuario j.
FESj: Número acumulado de las interrupciones durante los últimos doce (12) meses para
el usuario j.
El incumplimiento por parte del distribuidor local y/u operador regional de los anteriores
indicadores, de acuerdo con lo establecido en artículo 136 de la ley 142 de 1994 (ley de
servicios públicos domiciliarios), esto es, que superen los valores FES y DES máximos, los
usuarios tendrán derecho a ser compensados. La CREG ha dado un período de transición
de tres años. A partir de junio de 1998, los valores a compensar serán los mayores a: DES
= 12 horas y FES = 18 veces.
50
La compensación a la que da derecho el artículo 137 de la ley 142 de 1994, cuando se
superan los valores máximos admisibles se pueden obtener para las siguientes fórmulas
en el periodo de transición.
( )[ ] DPcCRVMHCDiDESiVcDc DESi ××−−=
Donde:
VcDc: Valor a compensar por el incumplimiento del indicador DES del circuito c.
DESi: Indicador DES registrado para el circuito c.
HCDi: Horas efectivamente compensadas por el incumplimiento del indicador DES en el
circuito c, en los últimos doce (12) meses.
VMDESi: Valor máximo admisible para el indicador DES en el año en curso.
CR: costo del primer escalón de la función racionamiento (definido por la UPME)
actualizado al mes respectivo.
DPc: Demanda máxima promedio mensual del circuito c, calculada con la demanda
máximo en kilovatios de los seis (6) meses anteriores al incumplimiento.
( )[ ] DPcCRFEScDESc
VMHCFcFEScVcFc FESc ×
×−−=
51
Donde:
VcFc: Valor a compensar por el incumplimiento del indicador FES del circuito c.
FESc: Indicador FES registrado para el circuito c.
HcFc: Frecuencia de interrupciones efectivamente compensadas por incumplimiento del
indicador FES en el circuito durante los últimos doce (12) meses.
VMFESc: Valor máximo dispuesto para el indicador FES del año en curso.
Estos indicadores serán importantes para definir costos por mantenimiento a cada circuito.
52
2. NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL PERSONAL EJECUTOR DEMANTENIMIENTO
Los trabajos de mantenimiento en subestaciones de AT/MT requieren, muy a menudo, ser
ejecutados sobre o alrededor de circuitos energizados, tanto en patio como en sala de
control, por lo cual hay que brindar al personal ejecutor todas las herramientas técnicas,
administrativas y de seguridad necesarias, con el fin de minimizar los riesgos de
accidentes en el desarrollo de cualquier labor.
Cada mantenimiento debe planearse cuidadosamente y cada una de las actividades
estudiadas en detalle antes de ser ejecutadas. Todo el personal debe conocer el área de
trabajo, la cual estará plenamente demarcada desde su inicio hasta la finalización de las
labores, además, los riesgos, medidas de seguridad y primeros auxilios. El ingeniero
encargado del desarrollo del trabajo deberá explicar detalladamente el planeamiento de
las labores que se ejecutarán y la función de cada persona en el equipo de trabajo. Véase
figura 1.
53
Figura 1. Pasos a seguir en la planeación del Mantenimiento
2.1 FACTOR DE RIESGO ELÉCTRICO
En las diferentes áreas que comprenden la subestación está latente el riesgo eléctrico que
las personas involucradas en el ejercicio de mantenimiento deberán conocer, controlar y
prevenir.
El cuerpo del ser humano está constituido en un 80% de agua, por lo cual es conductor
de la electricidad y puede sufrir electrocución si alcanza estos niveles de corriente. Véase
cuadro 2.
54
Cuadro 2. Efectos fisiológicos de la circulación de corriente a través del cuerpo humano
CORRIENTE QUE ATRAVIESAEL CUERPO
EFECTOS FISIOLÓGICOS
0-2 mA Cosquilleo2-9 mA Contracción muscular involuntaria9-20 mA Contracción muscular dolorosa25 mA Efectos fatales, si no se interrumpe100 mA Muerte
1 A Muerte, quemaduras5 A Quemaduras graves, no hay fibrilación, posible
supervivencia
Fuente: IEEE – 80 Safety guide grounding in AC substation
2.1.1 Distancias Mínimas De Seguridad. En el patio de conexiones, se deben tener en
cuenta las distancias entre la parte energizada y el área en la cual se va a trabajar. Véase
cuadro 3.
Cuadro 3. Distancia permitida entre un brazo o pierna extendida y la parte energizadapara los diferentes niveles de tensión:
NIVEL DE VOLTAJE DISTANCIA MÍNIMA (mm)15 6035 6069 120115 220230 480
Fuente: Normas IEC 71. Distancia mínimas de seguridad
El cuadro 3 muestra las distancias mínimas entre fases y entre fases y tierra de los
elementos conductores de corriente; sin embargo, éstas distancias no son suficientemente
amplias, desde el punto de vista de seguridad para las personas que deben efectuar los
trabajos de revisión y mantenimiento. Para evitar riesgos, se establecen distancias de
trabajo o seguridad que varían de acuerdo con las normas establecidas en cada país. Las
55
dimensiones a considerar son función de la altura de los operadores y de los diferentes
movimientos que éstos puedan efectuar. Así, por ejemplo, las distancias de seguridad
adoptada por algunos países Europeos son:
- Distancia del suelo a partes bajo tensión más bajas:
Práctica Francesa: 2 metros + distancia fase tierra
Práctica Inglesa: 2.45 metros + distancia fase tierra
Práctica Alemana: 2.3 metros + distancia fase tierra
- Distancia horizontal entre partes bajo tensión y tierra:
Práctica Francesa: 1.75 metros + distancia fase tierra con un mínimo de 3 metros
Práctica Inglesa: 1.10 metros + distancia fase tierra
Práctica Alemana: 1.5 metros + distancia fase tierra
En la práctica, los trabajos de mantenimiento en patio se deben efectuar manteniendo
como punto de referencia la parte metálica de soporte de los equipos de potencia, sin
sobrepasarla con objetos o escaleras.
2.2 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN PERSONAL
Los siguientes son los elementos necesarios e indispensables para cada trabajador en
desarrollo de un mantenimiento en subestaciones:
- Overol sin partes metálicas confeccionado en algodón.
- Botas dieléctricas antideslizantes.
- Guantes tipo cirujano.
56
- Casco dieléctrico.
- Cinturón de aseguramiento con porta herramientas.
- Gafas.
2.2.1 Grupo humano para operación de subestaciones eléctricas. Para el manejo, control
y mantenimiento de subestaciones debe existir personal entrenado para realizar la
planeación del mantenimiento y las actividades a desarrollar; por ejemplo, Codensa cuenta
con un grupo de trabajo básico que se presenta a continuación.
Figura 2. Estructura del personal de operaciones de subestaciones
2.3 DEFINICIONES BÁSICAS
2.3.1 Instalación. Se designa en general a los componentes de la subestación tales como
módulos de líneas y transformación, barrajes, circuitos, tableros de medida, control y
protección y servicios auxiliares.
2.3.2 Subestación. Constituida por dos partes principales a saber:
57
2.3.2.1 Edificio de control. Allí se encuentran instalados los tableros control, medida y
protección para líneas, transformadores y barraje de MT; circuitos alimentadores de MT,
junto con sus protecciones; salas de baterías y equipo de comunicaciones y tableros de
servicios auxiliares.
2.3.2.2 Patio de conexiones. Sitio de ubicación de pórticos de llegada de las líneas de
transmisión, estructuras de soporte de barrajes principales y auxiliares en AT y pases de
interconexión entre equipos, dispositivos de corte como seccionadores e interruptores de
potencia, transformadores de medida (transformadores de corriente y tensión) y de
potencia, además de pararrayos, trampas de onda, gabinetes concentradores de señales,
transformadores de servicios auxiliares, cajas de maniobras, etc.
2.4 RECOMENDACIONES PARA PROTECCIÓN Y SEGURIDAD EN TRABAJOS DEMANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES
2.4.1 Requisitos para maniobras. Para ejecutar los trabajos de mantenimiento
programado en patio de conexiones, se deben tener en cuenta las siguientes
recomendaciones:
- Solicitud previa al Centro Regional de Despacho y/o Centro Local de Distribución, a
través del formato establecido para este fin, debidamente diligenciado y acompañado
de los gráficos explicativos que identifiquen claramente el ejercicio a realizar y el área
involucrada, ya sea línea de transmisión, transformador de potencia o circuito de
distribución, para que esa dependencia prepare y programe la maniobra.
58
- Demarcación del área de trabajo con cinta amarilla y negra y avisos de prevención.
- Consignación en bitácora de la subestación con responsables por circuito, línea o
transformador.
- Para todos los equipos con mando eléctrico local - remoto, su operación deberá
quedar bloqueada en posición local en el patio de conexiones y/o en local en el edificio
de control, y sólo activarse cuando se requiera para pruebas, previa autorización del
responsable por las maniobras ante el Centro Regional de Despacho o al Centro Local
de Distribución.
- Finalizadas las actividades de mantenimiento, todos los mandos que hayan sido
bloqueados, deberán retornar a su posición inicial.
- La última maniobra de energización de un módulo, ya sea de transformación o de
línea, la cual debe corresponder al cierre del interruptor, siempre debe ser realizada
desde el tablero de mando remoto.
59
2.4.2 Maniobra de apertura de un campo de línea de transmisión.
Φ Φ
Figura 3. Diagrama unifilar de subestación tipo Condensa
- Se solicita la autorización al Centro Regional de Despacho o al Centro Local de
Distribución, para la apertura del campo.
- Dar orden de apertura de interruptor.
- Dar orden de apertura al seccionador de barras.
- Dar orden de apertura al seccionador de línea.
60
- Confirmación al Centro de Regional de despacho o al Centro Local de Distribución
sobre la apertura del campo y solicitar permiso para cerrar de la cuchilla de puesta a
tierra.
- Al estar abierto el seccionador de línea, se verifica si el enclavamiento mecánico o
eléctrico permite cerrar la cuchilla. Si cumple, se da una orden de cierre a la cuchilla
de puesta a tierra.
- Confirmar con el Centro Regional de Despacho o al Centro Local de Distribución la
consignación al móvil o móviles responsables por las labores a ejecutar, para que se
de inicio a las actividades programadas.
Una vez finalizadas las actividades, se debe proceder de la siguiente forma:
- Informar al Centro Regional de despacho o al Centro Local de Distribución, para que
bajo su autoridad se realicen las actividades de energización del módulo.
- Retiro de la cuchilla de puesta a tierra en ambos extremos de la línea y se verifica que
el enclavamiento eléctrico o mecánico, quede en posición normal.
- Verificar en patio y confirmar que los selectores local-remoto de los seccionadores e
interruptor de potencia, estén en posición remoto.
- Dar orden de cierre al seccionador de barras.
61
- Dar orden de cierre al seccionador de línea.
- Dar orden de cierre al interruptor de potencia.
- Avisar a Centro Regional de Despacho o al Centro Local de Distribución que la línea se
encuentra en operación.
2.4.3 Maniobra de apertura de un campo de transformador de potencia.
- Solicitud de autorización al Centro Local de Distribución, para la apertura del campo.
- Dar orden de apertura a todos los interruptores de los circuitos de salida asociados al
transformador.
- Dar orden de apertura al interruptor del lado de MT del transformador.
- Retiro de todos los interruptores del barraje (válido para celdas en Edificio de control
y/o tipo celdas tipo intemperie), para evitar posibles retornos por suplencia de
circuitos.
- Dar orden de apertura al interruptor de potencia del lado de AT.
- Dar orden de apertura al seccionador de barras de AT.
62
- Confirmar con el Centro Local de Distribución la consignación al móvil o móviles
responsables por las labores a ejecutar para que se de inicio a las actividades
programadas.
Una vez finalizadas las actividades, se debe proceder de la siguiente forma:
- Informar al Centro Local de Distribución, para que bajo su autoridad se realicen las
actividades de energización del módulo.
- Verificación en patio, confirmando que los selectores local-remoto de los seccionadores
e interruptor de potencia estén en posición remoto.
- Cerrar el seccionador de barras del transformador lado de 115 kV.
- Verificar que el interruptor del lado de baja, este retirado del barraje.
- Cerrar el interruptor de potencia lado de AT del transformador (230, 115 ó 57.5 kV).
- Si se tiene suplencia para los circuitos, a través de unión barras; con ayuda de la placa
de características del transformador, se ubica la toma que se aproxime al voltaje que
se tiene sobre la barra. Esta consigna sólo aplica cuando se tenga suplencia.
- Cerrar el interruptor de potencia lado de MT del transformador (34.5, 13.2 ú 11.4 kV).
63
- Como, se realizan actividades simultáneas de mantenimiento en las redes de
distribución y/o suplencias, es obligatorio solicitar nueva autorización al Centro Local
de Distribución para el cierre del interruptor de cada uno de los alimentadores de MT,
que hayan estado fuera de servicio por orden del Centro Local de Distribución, durante
las actividades de mantenimiento.
- Confirmar al Centro Local de Distribución que el transformador se encuentra en
servicio.
2.4.4 Maniobra de apertura de un alimentador de Media Tensión.
- Solicitud de autorización al Centro Local de Distribución, para la apertura de la celda.
- Dar orden de apertura al interruptor de la celda involucrada dentro del mantenimiento.
- Retiro del interruptor del barraje (válido para celdas en el Edificio de control y o tipo
intemperie), evita posibles retornos por suplencia de circuitos.
- Cuando se trate de trabajos que involucren los cables de potencia y/o transformadores
de corriente, debe solicitarse al Centro Local de Distribución el seccionamiento del
circuito por apertura de cuchillas o a través de la desconexión de los cables de
potencia en el extremo de salida a la red de distribución (comúnmente denominado de
afloramiento). Además, debe cruzarse y aterrizarse el punto de trabajo en la
subestación.
64
- Confirmar con el Centro Local de Distribución la consignación al móvil o móviles
responsables por las labores a ejecutar, para que se de inicio a las actividades
programadas.
Una vez finalizadas las actividades, se debe proceder de la siguiente forma:
- Informar al Centro Local de Distribución, para que bajo su autoridad se realicen las
actividades de energización del módulo.
- Verificación de la posición del selector local-remoto, en remoto.
- Cerrar el interruptor.
2.4.5 Maniobras con equipo en servicio. Si no hay necesidad de desenergizar, se debe
consignar al grupo de mantenimiento la línea, el transformador o el circuito en estudio,
éste programa de mantenimiento debe ser informado al Centro Local de Distribución, con
el fin de que se programe el tiempo de duración de las actividades y si existe riesgo de
disparo por las labores a ejecutar dentro del mantenimiento.
Durante éste tipo de mantenimiento con equipo energizado, pueden llevarse a cabo, entre
otras, las siguientes actividades:
- Pruebas a los equipos de protección, véase capítulo 7, numeral 7.6
65
- Inyección secundaria de corriente a instrumentos de medida, véase capítulo 7,
numeral 7.5.1.1
- Ajuste de borneras de control, véase capítulo 7, numeral 7.4.1
- Limpieza general de los cubiculos de medida, control y protección, véase capítulo 7,
numeral 7.4.2
- Mantenimiento de baterías, véase capítulo 7, numeral 7.7
2.5 MEDIDAS DE SEGURIDAD PARA INYECCIÓN DE EQUIPO DE POTENCIA,CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDIDA
Para inyección primaria y/o secundaria de equipos de patio, tableros de control, relés,
instrumentos de medida, etc, debe considerarse lo siguiente:
2.5.1 Ser humano.
- Toda inyección, sea de tensión o corriente, implica riesgo de electrocución y muerte,
por tanto debe considerarse el uso de los elementos de seguridad mencionados en el
numeral 2.2 y la aplicación de las normas de seguridad establecidas para estas
actividades.
- Encerrar el área de trabajo con cinta amarilla y negra, e instalar avisos de prevención.
66
- Aterrizar sólidamente el equipo para pruebas.
- Informar a todo el personal involucrado en las tareas, el momento de energizar y
desenergizar el equipo de pruebas.
- Toda modificación o cambio de conexiones sobre los instrumentos a inyectar, debe ser
ejecutada con el equipo para pruebas apagado.
- Si las pruebas involucran patio y sala de control colocar aviso de prevención en todos
cubículos y dispositivos asociados con la prueba.
- Utilizar equipos de comunicaciones que permitan mantener un estrecho contacto entre
el edificio de control y patio, con el fin de verificar el estado de los equipos, ordenes
impartidas, retiro de personal de los equipos a inyectar, etc.
- Cuando vaya a inyectarse circuitos de corriente, deben cortocircuitarse los cables
secundarios provenientes de los transformadores de corriente. Esta labor, aunque
habitual, exige gran conocimiento técnico, dado que es supremamente peligrosa y
deberá ser llevada a cabo únicamente por personal con alto grado de experiencia.
- Cuando se inyecten esquemas de protección que involucren relés de desbalance o de
corriente residual a tierra, deberá bloquearse su función para evitar disparos
indeseados, cuando se esté ejecutando esta actividad.
67
- Al cortocircuitar corrientes sobre módulos en servicio, siempre verificar que los
instrumentos de medida indiquen cero y comprobar con la ayuda de una pinza
amperimétrica que dicho valor es cierto.
- Si al momento de retirar un tornillo de una bornera tipo cortocircuitable, que haya sido
puesta en corto y aterrizada, se produce arco eléctrico, ajustar nuevamente dicho
tornillo y revisar el corto y aterrizaje realizado sobre la bornera.
- Durante el mantenimiento general a los cubículos de control, protección y medida,
debe tenerse especial cuidado durante el retiro y/o limpieza de los instrumentos,
sobretodo cuando son de tecnología electromecánica, porque pueden producir
disparos indeseados por cierre de sus contactos, al realizarse movimientos torpes. En
caso de que ocurra un disparo accidental por deficiencias técnicas durante el
mantenimiento, se debe informar de manera inmediata al Centro Regional de
Despacho o Centro Local de Distribución, para restaurar el servicio, explicando las
razones que motivaron dicha salida.
- Como toda protección de distancia, recibe señales de corriente y voltaje, al manipular
relés electromecánicos, se debe retirar de la caja extrayendo primero el peine que
cortocircuita las corrientes y abre las señales de tensión. En caso de que sean
extraibles por apertura de codillos, primero se debe retirar el codillo de color rojo y
seguidamente los de color negro. Al devolver el relé a la caja, en los extraibles por
codillo, se realiza el procedimiento contrario, es decir, se suben los codillos de color
negro y se verifica que el contacto de disparo no este cerrado y se sube el codillo de
68
color rojo. En los relés del tipo numérico y de estado sólido poseen borneras de
pruebas y solo es necesario introducir una peineta de pruebas que cortocircuita las
corrientes y abre las señales de tensión sin riesgo de disparo, aislando solamente el
relé a probar. Los esquemas de relés electromecánicos también poseen borneras para
prueba, pero estas aíslan el esquema de protección completo, por tal razón, esta se
utilizan sólo en caso de que los equipos estén fuera de servicio y sea necesario probar
el esquema completo. Por tanto debe conocerse muy bien su operación, característica
y filosofía de disparo, con el fin de evitar que por desconocimiento se cause una salida
indeseada.
2.5.2 Equipos para pruebas. Aunque los equipos de inyección son autoprotegidos contra
circuitos abiertos (Inyección de corriente), contra cortocircuito y/o aterrizaje (Inyección de
tensión), deben seguirse las siguientes recomendaciones prácticas para su manejo:
- Su operación debe hacerla personal altamente capacitado y experimentado,
considerando que son equipos supremamente delicados, además de costosos.
- Existe riesgo de electrocución, teniendo en cuenta que se manejan magnitudes de
corriente y voltaje, suficientes para causar la muerte.
- No sobrepasar la capacidad máxima del equipo.
2.5.3 Químicos. Cuando se efectúe mantenimiento de bancos de baterías, debe
considerarse lo siguiente:
69
- Utilizar los elementos de seguridad recomendados para este tipo de actividades, como:
guantes y overol para protección contra ácidos químicos y gafas antiexplosivos.
- Mantener siempre las baterías verticales.
- No dejar elementos metálicos encima de las celdas ni entre las conexiones.
- Los cuartos de baterías tienen alta concentración de gases como oxígeno e hidrógeno,
sobretodo cuando se realizan procesos de recarga, éstos son de alto poder explosivo,
por tanto, está completamente prohibido fumar y/o generar fuego dentro de estos
sitios.
- Debe verificarse que los extractores de gases estén funcionando.
- Cuando por alguna razón se tenga contacto directo con el ácido de las baterías, la
parte afectada deberá ser lavada inmediatamente con agua destilada. Si las
quemaduras revisten gravedad, la persona afectada debe ser trasladada de inmediato
a un centro médico.
70
3. MANTENIMIENTO GENERAL EN SUBESTACIONES DE POTENCIA
El mantenimiento de subestaciones abarca un universo de tópicos, actividades,
información, conocimientos, especialidades y experiencia que lo han convertido en una
verdadera especialización dentro de la ingeniería eléctrica, que si bien no entrega títulos o
certificados a nivel universitario, solamente el tiempo reconoce esa madurez alcanzada a
través de los muchos años de trabajo y sacrificio a quienes de alguna manera se han
hecho merecedores, mediante el crecimiento profesional no solo a nivel personal, sino por
la superación de rangos dentro de las compañías, desde ingeniero auxiliar, pasando por
jefe de área, departamento, división, subgerencia, gerencia y, finalmente, presidencia.
Los profesionales de la Ingeniería Eléctrica son los encargados de manejar los hilos
relacionados con el mantenimiento de las subestaciones de potencia desde AT hasta MT;
sin embargo, no se puede desconocer el apoyo de otras disciplinas de la ingeniería, como
la Mecánica, de Sistemas, Civil, Industrial, etc., que contribuyen a desarrollar los procesos
de mantenimiento, enmarcándolos dentro de un amplio rol, el cual incluye múltiples
facetas, por ejemplo: actividades sobre los dispositivos eléctricos, como interruptores,
transformadores, etc; verificación de sus mecanismos tipo neumático, hidráulico, etc;
interventoría para el montaje de estructuras y bases de soporte; desarrollo de los
programas de software requeridos para lograr los registros estadísticos tan necesarios
para determinar stock, periodicidad, etc y los procedimientos y normas de seguridad, tan
importantes dentro de la organización y ejecución del mantenimiento. El concurso de los
71
ingenieros encargados del mantenimiento, apoyados en las otra disciplinas, ha permitido
desarrollar el mantenimiento y clasificarlo de acuerdo con la frecuencia, dificultad, equipo
intervenido, duración, impacto económico y social, si implica desenergización o no, tipo de
usuario afectado, etc.
Es así como, a continuación, presentamos los tipos de mantenimiento ejecutados y la
individualización por equipo intervenido, poniendo como ejemplo a CODENSA S.A. E.S.P.
3.1 TIPOS DE MANTENIMIENTOS
La mayoría de subestaciones de distribución de energía disponen de una amplia gama de
equipos de potencia, medida, control y protección, cuya vida útil está bien diferenciada
desde unos pocos meses a más 25 años de operación. Por tanto, los hay de tecnología
electromecánica, electrónica, digital y numérica. Sin embargo, a pesar de la variedad de
características, capacidades, niveles de tensión, etc; es posible establecer un registro
estadístico de su operación, considerando que los valores de corriente, tanto de servicio
como de falla, están bien definidos; lo cual hace posible relacionar las operaciones de los
equipos con las corrientes, ya sean éstas nominales o de falla. Así, con estas estadísticas
se pueden establecer períodos y tipos de mantenimiento, de acuerdo con lo recomendado
por el fabricante y/o de la experiencia de los ejecutores del mantenimiento, sin llegar a
condiciones de bajo o excesivo mantenimiento que resultan perjudiciales para los equipos,
además de implicar mayores costos y, obviamente, detrimento de la calidad del servicio al
usuario.
72
En general los programas de mantenimiento que se persiguen tienen la siguiente rutina:
- Verificación general visual.
- Mantenimiento predictivo.
- Mantenimiento preventivo.
- Mantenimiento correctivo.
Las Compañías han centrado su atención en el mantenimiento predictivo, sobre todo aquel
que no implica corte al usuario, considerando que permite determinar condiciones de los
equipos en operación y establecer programas de corrección de dichas averías, que por su
estado actual pueden esperar a una próxima parada, minimizando el impacto de la
interrupción, mediante la transferencia de usuarios a otros centros de carga, lo que en
últimas significa cero corte y por tanto ningún incremento en el acumulado por número y
tiempo de interrupción del servicio.
Esto no significa que el mantenimiento preventivo programado haya pasado a un segundo
plano, lo que ocurre, es que con las connotaciones de tipo legal establecidas por el ente
regulador, que para el caso es la CREG, resulta sumamente importante que se pueda
desarrollar el mantenimiento sin afectar el usuario.
En capítulos aparte, se centra la atención al mantenimiento preventivo programado y al
predictivo, que son los ejercicios que más se deben trabajar al interior de las Compañías
de Distribución de Energía.
73
3.1.1 Verificación general visual. Obedece a la experiencia del grupo de mantenimiento y
se realiza por lo menos una vez al año.
Consiste en la revisión a cada uno de los equipos en servicio, para detectar escapes de
aceite, fugas de SF6 (por medida en presóstatos), ventiladores fuera de servicio, ruidos
anormales, etc. Este ejercicio resulta más provechoso si adicionalmente, se realizan
actividades de mantenimiento predictivo, como termovisión, ultrasonido, etc.
Debe elaborarse un formato de inspección, para cada equipo que presente mal
funcionamiento, indicando que tipo de deficiencias se observaron, que tipo de
mantenimiento debe desarrollarse y que grado de urgencia reviste.
3.1.2 Mantenimiento predictivo. Existen numerosas actividades que se enmarcan dentro
de este tipo de mantenimiento, siempre encaminadas a detectar anormalidades en el
funcionamiento de los equipos mediante pruebas de campo ya sea con el equipo en
servicio o fuera de el.
Como actividades relevantes con el equipo en servicio, están: la termovisión, el
ultrasonido (ésta actividad, apenas en investigación en Colombia) y el análisis físico –
químico de los aceite dieléctricos. Con el equipo fuera de servicio, la tangente delta o
factor de potencia.
La termovisión, ha alcanzado un grado de desarrollo elevado dentro de las Compañias
extranjeras, precisamente por los avances tecnológicos en materia de equipos para estas
74
pruebas, como por el conocimiento logrado por los profesionales encargados, permitiendo
detectar anomalías, con suficiente tiempo de antelación, lo cual ha señalado la ruta de
mantenimiento, desde la atención inmediata, hasta la programación dentro de un margen
de tiempo prudencial, dependiendo del delta de temperatura observado.
El ultrasonido, esta en período de investigación y observaciones de campo, con el fin de
determinar las variables a estudiar y correlacionarlas con el comportamiento de los
equipos para establecer patrones de operación y/o de falla.
El análisis físico – químico de los aceites minerales dieléctricos, usados en los
transformadores de potencia, de corriente y potencial e interruptores, como medio de
aislamiento en unos casos y de extinción de arco en otros.
Por ejemplo, CODENSA S.A. E.S.P, adquirió todo el equipo necesario, como cromatógrafo
de gases, chispómetro, balanzas de precisión, centrifugadoras, etc., con los cuales se
realizan éstos análisis y construyó el laboratorio bajo las especificaciones técnicas
internacionales, obteniendo de esta manera, uno de los mejores y más desarrollados
centros de estudio del país. Allí, se han analizado los aceites de todos los equipos de
potencia, dentro de un programa de mantenimiento y detectado procesos incipientes,
medios y avanzados de deterioro del aceite y/o aislamiento, por ejemplo, de
transformadores de potencia y, de esta manera, ha establecido derroteros a seguir para
su recuperación, deteniendo el envejecimiento acelerado de su vida útil y evitando la
pérdida prematura de equipos.
75
La prueba de factor de potencia, también se ha desarrollo de manera importante sin
embargo, ésta debe efectuarse con el equipo fuera de servicio, pero igualmente ha dado
excelentes resultados, sobretodo en lo que a los transformadores de potencia se refiere,
equipos a los que se les debe realizar un riguroso seguimiento con el fin de determinar
fugas eléctricas dentro del mismo, es decir, observar el estado del aislamiento. Esta labor
se debe extender a todos los equipos de campo y, así, convertirse en una prueba de rutina
obligada dentro del mantenimiento.
Para cada una de estas pruebas, véase cuadro 22, donde se indica cada uno de los
resultados que se deben obtener, resaltando los valores permitidos y que a valores
diferentes, resultan críticos para el equipo en estudio; así, se establece el requerimiento
de mantenimiento y la urgencia del mismo, véase capitulo 8, numeral 8.3.
Para algunas de éstas actividades, se dedica un capítulo aparte, por la importancia y
dedicación observada al interior de las Compañías, encaminada a minimizar el impacto de
cada mantenimiento sobre el usuario.
3.1.3 Mantenimiento preventivo programado. Básicamente, es de tipo preventivo,
consistiendo principalmente en un seguimiento minucioso de la parte eléctrica y mecánica
de cada equipo, observando un procedimiento establecido por el fabricante. El ciclo, se
ajusta a las necesidades del gestor del mantenimiento, siempre con base en lo
recomendado por el fabricante. Sin embargo, y dependiendo de las exigencias operativas,
éste podrá cambiar, resultando en periodos más largos o cortos.
76
Este ejercicio se debe desarrollar, sobre todo en lo relacionado con ordenes de trabajo y
protocolos para las labores de mantenimiento, señalando: normas de seguridad, personal
requerido, equipos, herramientas y materiales a utilizar, tiempo de mantenimiento, costos
asociados y los inherentes a la energía dejada de suministrar y los relacionados con los
índices de calidad del servicio como son: por número de interrupciones acumuladas (FES)
y tiempo de interrupción acumulado (DES), etc. Estas variables deben alimentar un
programa de cómputo, con el que se llevarán estadísticas sobre módulos intervenidos,
piezas afectadas, daños repetitivos, materiales y repuestos con mayor índice de cambio,
cantidad de repuestos y los asocia con los registros de corriente acumulados por los
mismos, correlacionándolos para establecer la nueva parada, resultando en un proceso
óptimo y dinámico de mantenimiento.
En el siguiente capítulo se centra la atención a este tipo de mantenimiento, incluyendo
procedimientos, solicitudes de consignación, ordenes de trabajo, protocolos de
mantenimiento, formatos de actividades realizadas y de resultados obtenidos.
3.1.4 Mantenimiento correctivo. Está referido a los eventos ocurridos en el sistema de
potencia, que originan salidas no programadas de los equipos de potencia y que pueden
causar pérdida del servicio a los usuarios, debiendo ser atendido de inmediato e
implicando diligenciar la información correspondiente, con los parámetros y actividades
requeridas para su inclusión dentro del registro estadístico en el programa de
mantenimiento.
77
Este tipo de mantenimiento, nunca obedece a un ciclo, programa o actividad rutinaria. Por
tanto, su inclusión dentro de los registros estadísticos está relacionada con una
intervención sobre el equipo fallado y debe, igualmente, considerarse personal utilizado,
tiempo de interrupción, material, equipos y repuestos usados, variables que irán a
engrosar los acumulados dentro del rubro correspondiente.
Es importar recalcar que estas incidencias, igualmente, sumarán para los indicadores de
calidad de servicio. Esto hace importante obtener una rápida respuesta de los encargados
del mantenimiento para minimizar el impacto de la avería, sobre todo, cuando hay
acumulación de tiempo por interrupción del servicio al usuario.
78
4. VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LAS CARACTERÍSTICAS DELTRANSFORMADOR DE POTENCIA
4.1 GENERALIDADES
Todo procedimiento se hará bajo las normas IEC 76.
4.1.1 Seguridad. Aplicar lo indicado en él capitulo 2.
4.1.1.1 Pruebas con inyección de corriente y/o voltaje. Como estas pruebas requieren un
cuidado especial, considerando que el voltaje y/o corriente aplicado a equipos como
transformadores de potencia, de medida u otro puede reflejarse de manera peligrosa, es
importante atender las siguientes recomendaciones:
- Se deberá realizar la verificación con el equipo fuera de servicio.
- Participación del personal estrictamente necesario, además de ser plenamente
conocedores de los riesgos eléctricos.
- Debe haber un responsable por la seguridad industrial.
- Una sola persona será la encargada de ordenar la energizacion y desenergización del
equipo en prueba y de comprobar su desconexión física, tanto en patio de conexiones,
como en casa de control.
79
- Señalizar el área donde se trabajará e informar a todo el personal presente,
confirmando que entendieron y conocen los riesgos posibles, la zona limite y el estado
del equipo.
- Cruzar y aterrizar en todos los puntos donde sea posible, para evitar cualquier tipo de
inducción o tensiones capacitivas.
4.1.1.2 Modificación del procedimiento. Si el fabricante de un equipo prescribe o
recomienda un procedimiento diferente para la ejecución de una prueba, deben evaluarse
las ventajas y desventajas de cada procedimiento. En caso de duda, prima el
procedimiento descrito por el fabricante.
4.2 PRUEBAS A LOS COMPONENTES DEL TRANSFORMADOR
4.2.1 Bujes.
4.2.1.1 Resistencia de aislamiento. Desenergizar el transformador siguiendo los
procedimientos preestablecidos en el capítulo 2, numeral 2.4.3.. Retirar las conexiones a
los barrajes de AT y MT.
Limpiar la porcelana liberándola de partículas de polvo. La medición se realizará con las
pruebas a los devanados del transformador, considerando que hay conexiones internas
que hacen imposible una lectura independiente. Para tal efecto, se utiliza un megómetro
de 1000 V aplicando tensión durante 1 minuto y el valor de lectura debe ser mayor a 2000
MOhm.
80
4.2.1.2 Factor de potencia. Utilizando el equipo con tensión de prueba de 11 kV,
especificado para este fin, inyectar voltaje entre el terminal capacitivo del buje y tierra,
posteriormente confirmar que el valor obtenido se ajuste al resultado de las pruebas de
fábrica. Si la prueba resulta no satisfactoria, deberá consultarse con el fabricante, ya que
su deterioro puede ser irreversible y, por tanto, requerirse su cambio.
4.2.2 Cuba principal
4.2.2.1 Devanados
4.2.2.1.1 Resistencia del aislamiento entre devanados. El propósito de esta prueba es
verificar que el estado de humedad del aislamiento en varios devanados y en el núcleo,
estén dentro de valores aceptados.
Se conectan entre sí los terminales de alta y de baja tensión. Con un megometro (ver
figura 4) 5000V se mide la resistencia durante diez (10) minutos, las medidas se hacen
entre:
Alta tensión contra baja tensión más tierra.
Baja tensión contra alta tensión más tierra.
Simultáneamente, debe medirse la temperatura del aceite. La resistencia mínima de
aislamiento es igual a 1 Mohm (Ver cuadro 4 y 5), por cada kilovoltio de tensión nominal
81
del devanado a 75ºC, éste valor se debe duplicar por cada 10ºC de disminución de la
temperatura. Adicionalmente, debe cumplirse que:
R1min/R0.5min sea mayor de 1.4 = IP
R10min/R1min sea mayor de 2. = IP (Indice de polarización)
4.2.2.1.2 Resistencia de devanados. (Con megger BM11). Conectar el conductor de
prueba ‘+’ con los bujes de alta tensión, los cuales deben estar cortocircuitados incluyendo
el buje H0.
El conductor de prueba ‘-’ debe conectarse con los bujes de baja tensión, los cuales deben
estar cortocircuitados incluyendo el buje X0.
El conductor de prueba ‘G’ guarda, debe conectarse a tierra.
Registrar la temperatura del aceite en el momento de la prueba. (ver Cuadro 3)
Una vez seleccionado 5 kV como voltaje de prueba, oprimir el botón TEST por más de un
segundo.
Realizar medidas de resistencia de aislamiento cada minuto, durante un periodo de 10
minutos, estos valores podrán leerse directamente del display.
82
Obtener la relación 10/1 minutos para valorar el estado del aislamiento y obtener el índice
de polarización. Este valor también debe ser registrado, véase anexo D y figura 5.
Otra manera de realizar la prueba es: entre cada fase y el neutro se mide la resistencia,
inyectando corriente continua y calculando la relación V/I. Se utiliza una batería de 12 V
cargada en serie con una resistencia de 5 ohm, aproximadamente. Se mide
simultáneamente tensión y corriente sobre el devanado, después del transitorio, cuando la
corriente haya llegado a su valor máximo. El valor calculado debe ser similar al dado por el
fabricante. La lectura del voltímetro no debe incluir caída de tensión en el amperímetro.
Antes de desconectar la batería, debe corto-circuitarse el devanado. La medida se realiza
en la toma que incluya todo el devanado. Igualmente, se puede realizar con equipos como
el puente de Wheatstone y/o de Kelvin, debidamente patronados. En todos los casos debe
restarse la resistencia de los cables de prueba. Véase figura 6
-
MEGGER BM11
KV
- +G
52.51
0.5
TEST
TAPAABISAGRADA
TERMINALES
SELECTOR DEVOLTAJE DE
PRUEBA
ESCALA DE VOLTAJE A.C Y D.CAJUSTE DEL CEROMECANICO
INDICADOR DECARGA DEBATERIA
ESCALA DERESISTENCIA
DEAISLAMIENTO
TAPA DE TOMAPARA EL
CARGADOR DEBATERIAS
BISAGRASDESMONTABLES
MEGGER BM11
Figura 4. Equipo de prueba MEGGER BM11
83
A.T B.T
H1
H0
H2H3
X1
X2X3
X0
A.T B.T
H1
H0
H2 H3
X1
X2 X3
a) Transformador Y Y b)Transformador Y∆
Figura 5. Medida de la resistencia de devanado.
Figura 6. Medida de la resistencia del devanado (puente de Wheatstone)
84
Cuadro 4. Factor de corrección de la resistencia a 20 °C , por temperatura.
TEMPERATURA En la Prueba (°C)*
FACTOR DE CORRECCION
TEMPERATURA En la Prueba (°C)*
FACTOR DE CORRECCION
1 0.27 31 2.132 0.29 32 2.283 0.31 33 2.454 0.33 34 2.625 0.36 35 2.816 0.38 36 3.017 0.41 37 3.228 0.44 38 3.459 0.47 39 3.7010 0.50 40 3.9611 0.54 41 4.2512 0.58 42 4.5513 0.62 43 4.8714 0.66 44 5.2215 0.71 45 5.5916 0.76 46 5.9917 0.81 47 6.4218 0.87 48 6.8819 0.93 49 7.3720 1.00 50 7.8921 1.07 51 8.4622 1.15 52 9.0623 1.23 53 9.7024 1.32 54 10.4025 1.41 55 11.1426 1.51 56 11.9327 1.62 57 12.7828 1.73 58 13.7029 1.86 59 14.6730 1.99 60 15.72
CORRECCION DE LA TEMPERATURA EN EL AISLAMIENTO DE TRANSFORMADORES A 20° C
85
Cuadro 5. Condición del aislamiento de acuerdo con el resultado del índice de polarización(IP).
Condición de
Aislamiento
Relación 10/1 minutos
(Indice de Polarización)
Peligrosa < a 1
Malo 1.0 a 1.1
Cuestionable 1.1 a 1.25
Bueno 1.25 a 2
Excelente Sobre 2.0
Cuadro 6. Valores esperados de la resistencia de aislamiento prueba de corto tiempo.
POTENCIA (MVA)TENSIÓN(kV)
5.5 7 12 15 20 30 56 90
MΩ
230 2000 1500 1200
115 1600 1500 1300 995
57.5 1200 1100 800 700
34.5 500 400 400 300
13.2 192 172 112
11.4 230 300 160 140 130 100 80 60
86
4.2.2.1.3 Relación de transformación. El propósito de la prueba es verificar el ajuste de la
relación de transformación. Se utiliza además, para detectar corto circuitos internos en el
transformador, circuitos abiertos, conexiones incorrectas, fallas internas o defectos del
cambiador de tomas en cada uno de sus pasos. Debe observarse el tipo de conexión del
transformador, para que los resultados de la prueba sean adecuados, véase anexo C. Se
aplica tensión trifásica (208 Vac), entre los devanados de alta, con el secundario abierto.
Se mide la tensión fase - neutro en cada terminal. La lectura debe hacerse
simultáneamente en primario y secundario, comprobando que los valores obtenidos
durante el ensayo y, para cada toma, sean similares a los presentados por el fabricante en
la placa de características.
La prueba puede realizarse con el equipo TTR (Transformer Turn Ratio), que
adicionalmente y, a través de una sencilla lectura de los instrumentos de medición en el
panel frontal, ayuda a determinar daños internos del transformador. (Ver figura 7 y 8).
Figura 7. Medición de relación alta tensión baja tensión y alta tensión media tensión
utilizando el equipo TTR.
Y0 Y1
H0 H12
H2 H3
X0 X1 X2X2
X3 Y3 Y2
H X
Y0 Y1
H0 H12
H2 H3
X0 X1 X2X2
X3 Y3 Y2
H X
87
Figura 8. Equipo TTR800 Multiamp
4.2.2.1.4 Grupo vectorial.
Se inyectan 208 VAC trifásico en los devanados de alta con el secundario abierto. Se
miden las tensiones H3-X3, X0-H3, H2-X2, X0-H2, H3-X2, H0-X3, H2-X3, H0-X2 para
conexión Y-Y-0 se debe cumplir que:
H0-X2 = H0-X3 < H3-X2 = H2-X3
88
Figura 9. Grupo Vectorial Conexión Y-Y-O
Generalmente, la relación de transformación obtenida es correcta cuando se encuentra
dentro del 0.1 % de error de los datos de la placa.
Cuadro 7. Conexionado del equipo TR800 según el grupo vectorial del transformador.
Medición 1 Medición 2 Medición 3YNYn0 H1-H0 / X1-X0 H2-H0 / X2-X0 H3-H0 / X3-X0
YD1 H1-H0 / X1-X2 H2-H0 / X2-X3 H3-H0 / X3-X1YD5 H1-H0 / X3-X1 H2-H0 / X1-X2 H3-H0 / X2-X3YD11 H1-H0 / X1-X3 H2-H0 / X2-X1 H3-H0 / X3-X2
Ji6, Ji0 H1-H0 / X1-X0
Swiches Selectores "H" (13) y "X" (14)GRUPO VECTORIAL
89
4.2.2.1.5 Polaridad de devanados. Se aplica 120 VAC al devanado de alta tensión. Se
mide la tensión entre neutros (Umn), en el devanado de alta (UHM) y en devanado de
baja (Uxn). Si Umn = UHM - Uxn, la polaridad es sustractiva. Si Umn = UHM + Uxn,
entonces la polaridad es aditiva
Figura 10. Medida de la polaridad del transformador.
4.2.2.1.6 Factor de potencia. Se interconectan todos los terminales (fases y neutros)
entre sí. Se alimentan con 10 kV y se miden potencia activa y aparente (véase anexo E),
según se indica en la figura 11. Esta conexión permite determinar la capacidad del
transformador a tierra. Similarmente, se miden las capacidades entre devanados de alta
tensión y baja tensión y entre cada uno y tierra. Provisionalmente, el tanque debe
soportarse en tacos de madera u otro material aislante. Para estimar la corriente debe
conocerse la capacitancia del transformador, tomada en las pruebas en fábrica.
90
El factor de potencia es:
PERIOSVOLTIOSxAMVATIOSCOS =φ
Por seguridad nadie debe acercarse ni a los instrumentos ni al tanque del transformador.
Figura 11. Medición de Factor de potencia
Igualmente, y a través del uso de un equipo de factor de potencia y tangente delta, se
puede realizar la medición y obtener de manera simultanea los valores antes señalados,
véase capítulo 8, numeral 8.4.
91
4.2.2.1.7 Impedancia de vacío. El transformador en vacío y en la toma central, se
alimenta a voltaje nominal por el devanado de baja tensión. Se mide tensión fase - neutro,
corriente de fase y potencia consumida.
La impedancia de vacío es:
UN/I0 =Z0 =Z1+ZM = (R1+JX1 )+(RM+JXM )
Como R1<<RM y X1<<XM ; Z0 ~ ZM= RM+JXM ; RM=P0/I0² , entonces:
XM= 22Mm RZ − φ = tg-1
m
mR
X
Figura 12. Medida de la impedancia de vacío
4.2.2.1.8 Impedancia de cortocircuito. Se alimenta el devanado de alto voltaje con
tensión reducida, de tal forma que circule la corriente nominal primaria, con el
92
transformador en la toma central y el secundario en cortocircuito. La prueba también se
hará en las tomas extremas.
La impedancia de cortocircuito es:
ZCC = n
REDI
U
RCC = 2
n
CC
IP
XCC = 22CCCC RZ −
Asumiendo que las pérdidas en el núcleo son insignificantes, tenemos:
In = -IS entonces:
X1=a 2 X2=XCC/2
R1= a 2 R2=RCC/2
93
Figura 13. Medida de la impedancia de corto circuito.
4.2.2.1.9 Estanqueidad. Este ejercicio deberá efectuarse cada vez que el transformador
sea destapado.
Con el nivel normal de aceite y todas las válvulas en posición de servicio se presuriza el
tanque conservador con Nitrógeno seco a la presión recomendada por el fabricante. Al
cabo de veinticuatro (24) se observa si hay fugas de aceite.
4.2.2.1.10 Aterrizaje de neutros y tanque. Se comprueba visualmente que los neutros y
el tanque estén conectados a tierra según lo prescrito en planos del fabricante y/o de
diseño. Véase figura 14.
Para verificar que las conexiones sean correctas y que su estado físico es el adecuado, se
alimenta cada conexión con una fuente de 20 Vac, 200 A. Se aplica una corriente entre
100 a 200 A durante un (1) minuto. Si alguna conexión está floja, aislada o abierta no
será posible inyectar corriente.
En el minuto siguiente se mide con multímetro la resistencia de la conexión.
94
Figura 14. Prueba del aterrizaje de neutros y tanque
4.2.2.1.11 Válvulas. Deben revisarse todos los dispositivos y registros de aceite
(radiadores, buchholz, tanque de expansión, etc.) para comprobar que se encuentran en
la posición normal de servicio, según las instrucciones del fabricante.
4.2.2.1.12 Purga de aire. Debe revisarse que todos los dispositivos de purga que hayan
sido accionados, se encuentren correctamente cerrados.
4.2.2.1.13 Pintura y limpieza. Debe revisarse que no haya zonas sin pintar o sucias. No
deben quedar elementos extraños sobre el tanque o sobre las partes vivas. Igualmente,
comprobar que no haya ningún cruce de cables a tierra.
95
4.2.2.1.14 Resistencia de aislamiento en gabinetes. Para los gabinetes instalados sobre el
tanque del transformador, se debe medir con una tensión de 500 VDC. el aislamiento
entre la carcaza y cada uno de los circuitos, deberá ser mayor a 100 Mohm.
4.2.2.1.15 Iluminación. Se verifica el correcto funcionamiento de la iluminación del
gabinete.
4.2.2.1.16 Calefacción. Se verifica el funcionamiento de la calefacción y el ajuste del
termostato del gabinete. La temperatura para cierre de contactos del termostato debe
oscilar entre los 12 y 15 grados centígrados. Ningún cable debe quedar próximo a las
resistencias.
4.2.2.1.17 Tomacorriente. Se comprueba su correcto funcionamiento, instalando una
lámpara de 120V-100W.
4.2.2.1.18 Aterrizaje del gabinete. Se verifica el correcto aterrizaje, tanto de la cabina
como de los barraje de tierra.
4.2.2.1.19 Firmeza de conexiones. Comprobar mediante un seguimiento visual, y de ser
necesario halando los multiconductores, que no haya cables sueltos o mal conectados,
sobretodo en los caminos de corriente. Se recomienda que siempre que se realice un
mantenimiento se efectúe un apretado de borneras.
96
4.2.2.1.20 Terminales. Verificar que todos los conductores tengan el terminal apropiado
para el elemento al cual se conectan y que la bornera de conexión, igualmente sea la
adecuada para el conductor a conectar.
4.2.2.1.21 Marquillas. Verificar que todos los conductores y cables multiconductores estén
debidamente identificados y tengan las marquillas indicadas en los planos y
especificaciones.
4.2.2.1.22 Aterrizaje de pantallas de cables. Verificar que todas las pantallas estén
sólidamente aterrizadas.
4.2.2.1.23 Control de ventiladores.
4.2.2.1.23.1 Mando local. Accionar los ventiladores con los mandos locales, confirmando
que en esta condición la operación remota y automática están bloqueadas.
4.2.2.1.23.2 Sentido de giro. Comprobar que el sentido de giro es correcto.
4.2.2.1.23.3 Mando remoto. Accionar los ventiladores con los mandos remotos, en sala de
control.
4.2.2.1.23.4 Lámparas indicadoras. Verificar que las luces de señalización de operación en
local, en remoto, en automático, de marcha y parada enciendan correctamente.
97
4.2.2.1.23.5 Mando automático. Durante las pruebas a los termómetros de devanado y
aceite, se pueden verificar las etapas de arranque del sistema de ventilación y los valores
de calibración. Si esta prueba no se realiza, será necesario efectuar un puente entre los
terminales de salida en bornera de la cabina del transformador, para comprobar que los
ventiladores están operando correctamente y que los alambrados igualmente están bien.
4.2.3 Protecciones eléctricas
4.2.3.1 Motor. Se ajusta el relé térmico entre 1.25 y 1.5 In. Luego, con un juego de
resistencias se arma un circuito de modo que circule una corriente de 2 a 3 In, para
determinar el tiempo de desconexión. El motor debe quedar desenergizado.
4.2.3.2 Circuitos. De manera similar se deben revisar todos los interruptores automáticos
correspondientes al sistema de ventilación.
4.2.3.3 Operación del motor. Para cada motor en funcionamiento, medir corriente y
tensión por fase. Además, se debe verificar si se escuchan ruidos anormales durante la
rotación de las aspas, producto de rodamientos en mal estado o bujes desgastados.
Cualquier anomalía de esta índole, deberá ser corregida de manera inmediata, ya que la
pérdida de un ventilador significa disminución de la capacidad nominal de potencia del
transformador.
98
4.2.4 Protecciones mecánicas.
4.2.4.1 Relé Buchholz. Identificar en los planos de control del transformador a que
puntos de bornera en el gabinete de control de ventiladores, llegan las señales de alarma
y disparo por operación del relé, cerrar la válvula de aceite anterior al dispositivo, con esto
se garantiza que se va vaciando lentamente el relé. En el gabinete de control de
ventiladores, con la ayuda de un multímetro, verificar que primero cierre el contacto de
alarma y después se cierre el de disparo, verificar el accionamiento del relé 86T.
Normalizar las válvulas y verificar que primero abra el contacto de disparo y después el de
alarma. Comprobar que las señales de disparo llegan al relé maestro, y que éste envíe
señal de disparo a ambos interruptores, verificar las señales a Centro de Control y que
ocurra alarma sonara en la casa de control de la subestación, además del bloqueo al cierre
de interruptores. Al final el relé debe purgarse.
4.2.4.2 Temperatura del aceite. Ubicar en los planos de control del transformador los
puntos de bornera donde llegan las señales de alarma y disparo por sobretemperatura del
aceite, retirar el bulbo sensor de temperatura e introducirlo en un pequeño recipiente con
aceite dieléctrico, colocándolo sobre un calentador, con un termómetro de mercurio dentro
del recipiente. Calentar el aceite hasta que el termómetro de mercurio indique 80ºC y
verificar la lectura de la aguja en los instrumentos de medición, ajustar si es necesario,
(un error del 10 % es permitido). Ajustar la temperatura de alarma a este valor y la de
disparo a 90ºC, con la ayuda de un multímetro verificar el accionamiento de los contactos,
primero el de alarma y luego el de disparo. Se debe confirmar la activación del relé
maestro de disparo, lo cual resulta suficiente dado que todos los disparos por protecciones
99
mecánicas siempre van a este dispositivo, ordenando la apertura de los interruptores y
activa las alarmas correspondientes. La prueba debe realizarse para todos los
instrumentos, incluyendo los de indicación en el gabinete de control remoto (RCP). Véase
figura 15.
Termómetro de mercurio H6
Bulbo
Figura 15. Prueba del termómetro de aceite
100
4.2.4.3 Temperatura de los devanados. Su funcionamiento esta basado en el principio de
imágenes térmicas, ya que la resistencia colocada en el dispositivo es proporcional a la
corriente de carga del transformador. Para comprobar su estado, el procedimiento es
similar al de temperatura del aceite. El tubo sensor se debe retirar y calentar a una
temperatura conocida en aceite o en baño de agua, durante unos 15 minutos realizando
una lectura que debe ser igual a la del líquido, utilizando un termómetro patrón. Se
deberán seguir los mismos pasos que en el procedimiento del numeral anterior, solo que
se deberá comprobar que primero arranquen la(s) etapa(s) de ventilación, seguidamente
opere la alarma y, finalmente, se presente el disparo. Se debe confirmar la activación del
relé maestro de disparo, lo cual resulta suficiente dado que todos los disparos por
protecciones mecánicas siempre van a este dispositivo, que es el que ordena la apertura
de los interruptores asociados y activa las alarmas correspondientes.
4.2.4.4 Nivel de aceite. Esta prueba debe realizarse únicamente al momento del llenado
del transformador con aceite dieléctrico, previo a su puesta en servicio, para determinar
los valores mínimo y máximo del aceite, no se recomienda llevar a cabo el ensayo
desplazando la aguja del indicador porque puede quedar descalibrada. Cuando se realicen
mantenimientos que involucren tratamiento y/o cambio del aceite del transformador
podrán realizarse los ensayos de la siguiente manera: cuando el tanque de expansión se
encuentre vacío, la aguja debe hallarse sobre la división inferior de la escala
(Normalmente = 0 ºC). Bajo esta condición, se debe comprobar que los contactos de
alarma estén cerrados, esto implica que la alarma por bajo nivel de aceite, esté accionada.
Realizando el llenando del recipiente, la señal de alerta debe desaparecer poco después
que supere el valor de ajuste. Una vez lleno el recipiente hasta la altura prescrita por el
101
fabricante, a la temperatura ambiente (Normalmente 20 ºC) la aguja debe coincidir con la
división correspondiente de la escala.
Si se quiere confirmar el nivel máximo de llenado, será necesario agregar más aceite hasta
hacer operar la alarma. Posteriormente, deberá retirarse el aceite adicional.
4.2.4.5 Válvula de sobrepresión. Como su activación obedece a sobrepresiones súbitas
generadas por cortocircuitos internos en el transformador, solo se comprobará mediante
activación manual del contacto auxiliar dentro del dispositivo. Al igual que los anteriores,
se debe confirmar la activación del relé maestro de disparo.
4.2.5 Protecciones eléctricas. Para un óptimo ajuste de las protecciones tanto de fase
como de tierra, se hace necesario conocer de manera precisa los parámetros técnicos de
los dispositivos instalados en la red, tales como: transformadores de potencia y líneas de
transmisión, por tanto es de carácter imperioso obtener sus impedancias de secuencia.
4.2.5.1 Impedancia de secuencia
4.2.5.1.1 Secuencia cero. Con los devanados de baja tensión en circuito abierto, se
conectan entre si los tres (3) terminales de alta tensión. Se alimentan los tres (3)
devanados de alta tensión con 120 VAC, monofásica, entre el puente de conexión y el
neutro. Se mide la tensión fase-neutro y la corriente en cada fase. La impedancia de cada
fase referida al primario es:
0
00 I
VZ =
102
Si la corriente resulta demasiado baja, puede realizarse la prueba alimentando por baja
tensión con alta tensión abierta. En este caso, deben extremarse las medidas de seguridad
ya que se induce alta tensión. Véase figura 16.
Figura 16. Impedancia de secuencia cero.
4.2.5.1.2 Secuencia positiva. Se obtiene del ensayo de cortocircuito presentado en el
numeral 4.2.2.1.8
4.2.5.2 Diferencial de transformador. El transformador debe estar conectado, con el
interruptor del lado de alta abierto y el interruptor del lado de baja cerrado, para el caso
de transformadores con tren de celdas, para los demás, es decir, con transformadores de
corriente tipo pedestal; el interruptor debe estar abierto. Dentro del esquema de
protección de un transformador, ésta es la unidad principal y su operación es de carácter
instantáneo, obedeciendo a daños internos del mismo.
103
Para esta protección, se debe conocer el conexionado entre equipos, el cual está
directamente relacionado con el grupo vectorial del transformador protegido. Así, se
pueden determinar previamente los valores esperados para la prueba.
Utilizando el modelo de la figura 17, que presenta un transformador del grupo de conexión
YY0, donde se contempla el circuito secundario entre los transformadores de corriente
(CT’s en conexión DELTA) en AT y MT y el relé diferencial.
Inyectando tensión trifásica de 208 VAC, se comprueban los caminos de corriente y se
verifica la operación del relé diferencial. La fuente se conecta en el lado de alta tensión del
transformador de potencia y se realiza un cortocircuito, primero antes de los CT’s ubicados
en el lado de media tensión (en 1, simula falla dentro de la zona de protección diferencial
del transformador) y luego después de estos CT’s (en 2, simula falla fuera de la zona de
protección diferencial de transformador). Se miden las corrientes secundarias, de cada
fase, en todos los puntos donde se localicen empalmes a través de borneras, por ejemplo,
en el gabinete concentrador de patio, a la entrada de los tableros de control y
protecciones y a la llegada de los relés.
En el relé diferencial, se mide la corriente que llega a las bobinas de restricción que
corresponden a los lados de alta y baja tensión del transformador de potencia y la que
circula por la bobina de operación del relé. Esta corriente debe ser diferente de cero en el
primer caso e igual a cero o el valor que resulte de restar las corrientes primaria y
secundaria, para el segundo caso. La operación de esta protección activa el relé maestro
104
de disparo, ocasionando la apertura de los interruptores en AT y MT y su bloqueo al
cierre.
Si las magnitudes de las corrientes resultan demasiado bajas, puede alimentarse por baja
tensión y colocar el corto circuito en alta tensión, extremando las medidas de seguridad,
dado que puede inducirse alta tensión. Previamente debe calcularse la corriente esperada
tanto en alta como en baja tensión para verificar la capacidad de la fuente y de los cables
de prueba.
Debe cumplirse que: (Véase figura 17)
Falla externa Falla interna
I1=I2=I3 IS1=IS2=IS3
IH1=IH2=IH3 IH1=IH2=IH3
IX1=IX2=IX3 IX1=IX2=IX3= 0
IH1 =1
1*3
K
IIH1=
1
1*3
K
I
IX1=2
1*3
K
IIX1=0
Id1=Id2=Id3=0 Id1=Id2=Id30
Donde:
K1 = Relación del transformador de corriente del lado alta tensión
K2 = Relación del transformador de corriente del lado de baja tensión
105
Figura 17. Pruebas relé diferencial de transformador.
Los valores de ajuste de los relés deben verificarse contra un estudio de calibración de
protecciones previamente establecido.
Las pruebas requeridas para la comprobación de la correcta operación de los relés de
protección, serán enseñadas posteriormente.
4.2.5.3 Relé de sobrecorriente. Dentro del esquema se considera una protección de
sobrecorriente para el lado de alta y otro para el de baja tensión del transformador de
potencia, operando como respaldo de la protección principal (diferencial de
transformador).
106
Su ajuste igualmente, debe obedecer a un estudio previo de coordinación de protecciones.
Las pruebas requeridas para la comprobación de la correcta operación de los relés de
protección, serán enseñadas posteriormente.
4.2.6 Cambiador de tomas
4.2.6.1 Relé de flujo súbito de aceite. Con las pruebas mecánicas al transformador, se
debe comprobar la correcta operación de este dispositivo, activando el botón pulsador,
ubicado en la parte superior del mismo, esto ocasionará que el relé de disparo maestro se
active, enviando orden de apertura a los interruptores asociados y activará las alarmas
correspondientes. Posteriormente, deberá desactivarse, mediante el pulso del botón de
reseteo ubicado en el mismo lugar del primero.
4.2.6.2 Continuidad. Después de cada mantenimiento al ruptor del cambiador de tomas,
deberá confirmarse mediante chequeo con un multímetro que para cada toma y durante el
proceso de cambio de toma haya continuidad, esto es que la lectura del instrumento
siempre sea cero. Deberá verificarse en todas las tomas y para cada fase por aparte.
Si en algún momento de la prueba el resultado es diferente a cero, así sea
momentáneamente, será necesario realizar una nueva revisión ya que es muy probable
que el ruptor haya quedado mal armado.
107
4.2.6.3 Verificación de continuidad durante operación automática. Para su realización,
deberá colocarse el regulador de voltaje en posición de operación automática y
desconectarse los cables de conexión de tensión, considerando que haya suplencia sobre
la barra que lo alimenta. De esta manera, el regulador comenzará a recorrer las tomas
una por una hasta llegar a la última sin encontrar el voltaje de referencia. Bajo esta
condición el mecanismo del cambiador de tomas, aunque reciba ordenes seguidas del
regulador, no deberá accionarse porque el bloqueo eléctrico y mecánico estarán activados.
De no cumplirse esta condición será necesario realizar un seguimiento minucioso de los
enclavamientos, hasta obtener una respuesta satisfactoria. A continuación se conectarán
los cables de tensión y el regulador comenzará a disminuir tomas hasta alcanzar el valor
de referencia, es decir el de la barra en servicio.
4.2.6.4 Control de tomas
4.2.6.4.1 Operación manual. Al colocar la manivela para mando manual del cambiador de
tomas, debe comprobarse que la operación eléctrica quede bloqueada en local y remoto.
Deberá realizarse el cambio de tomas tanto arriba como abajo y verificar que el indicador
numérico cambie a la posición correspondiente.
4.2.6.4.2 Operación eléctrica local. En esta condición, el cambiador no deberá recibir
orden remota para operar.
Maniobrar el cambiador de tomas hacia arriba y abajo, verificando que el indicador haya
cambiado en cada caso. Igualmente, se debe comprobar que después de la ultima toma
108
hacia arriba o hacia abajo la orden de aumento de toma no sea llevada a cabo en
concordancia con la lógica de control del equipo.
4.2.6.4.3 Operación eléctrica remota. Bajo esta condición, el cambiador no operará
localmente.
Se maniobrará el cambiador remotamente, tanto desde los tableros ubicados en sala de
control, como desde el Centro de Control, confirmando que el indicador numérico cambie
a la posición correspondiente.
4.2.6.5 Regulador automático de tensión. Toda labor de mantenimiento que implique
retiro del regulador automático de voltaje (RAV), deberá ser ejecutada con personal
ampliamente conocedor del equipo, considerando que es obligatorio cortocircuitar el
circuito de corriente, usado para compensación de la red. Esta actividad debe ser previa a
cualquiera otra, observando que si no se ejecuta en primera instancia, el equipo se
quemará y eventualmente puede causar electrocución (ver numeral 3.1.1.1).
4.2.6.5.1 Operación automática. Para este ejercicio, es necesario desconectar del
regulador, los cables de conexión provenientes de los secundarios de los transformadores
de tensión.
Con la ayuda de una fuente de tensión variable, se alimenta el regulador, confirmando
que el cambiador de tomas es operado de manera automática a través del regulador.
109
4.2.6.5.2 Operación con tensión de red. Una vez energizado el transformador de
potencia, se verificará la tensión aplicada al regulador de voltaje y la operación automática
del cambiador de tomas.
4.2.6.6 Luminarias de señalización. Se comprobará que las luces de señalización de
cambiador en operación, subiendo o bajando, etc., operen correctamente.
4.2.6.7 Otras pruebas. De consumo, protección, iluminación, calefacción, tomacorrientes,
aterrizaje de gabinete, firmeza, terminales, marquillas, aislamiento de cables y aterrizaje
de pantallas, se realizan en forma similar a lo indicado para el tablero de control de la
cuba principal.
4.2.7 Transformadores de corriente tipo buje. Aplica lo indicado para transformadores de
pedestal, capítulo 5, numeral 5.1.
4.2.8 Disparos y alarmas. Los dispositivos considerados en los apartes 4.2.4 y 4.2.5.2, al
ser activados siempre producirán disparo, accionando el relé maestro de disparo y
originando las alarmas correspondientes en tableros de control, en el Centro Local de
Despacho y en el Centro Regional de Despacho. Por tanto, cada vez que se realice un
mantenimiento a un módulo de transmisión, transformación o distribución, deben
verificarse todas estas señales, que son fundamentales para la identificación del origen de
la fallas y/u operaciones indebidas de los equipos.
110
Para su ejecución es necesario contar con los planos actualizados de los esquemas de
control y protección, los catálogos del fabricante y los protocolos de pruebas a desarrollar
durante el mantenimiento.
Con respecto a los relés de sobrecorriente y diferenciales, su chequeo podrá efectuarse
en el laboratorio y el esquema de protección comprobarse mediante la realización de un
puente que confirme que todo el camino de disparo es satisfactorio.
Sin embargo, se recomienda inyectar desde las borneras de corriente y utilizar un contacto
auxiliar del interruptor asociado para detener el equipo de prueba, una vez el disyuntor ha
abierto. Esto permite medir el tiempo total desde el momento que la protección sensa la
falla, hasta que el interruptor la despeja. De esta manera, se pueden detectar deficiencias
en los puntos de contacto (aislados, flojos, etc.), que una lectura de voltaje, fácilmente no
detecta.
Cuando se tengan varios contactos de alarma o disparo en paralelo puede probarse
totalmente uno y para las demás se verifica la llegada de señal mediante una lámpara de
120V-40W al aparato final.
Deben probarse todos los contactos que figuran en los planos de control y protección y las
pruebas adicionales que exija el fabricante.
No sobra aclarar que la protección de sobrecorriente, no activa el relé maestro de disparo,
adicionalmente, los indicadores de nivel de aceite, sólo activan señales de alarma.
111
5. VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOSTRANSFORMADORES DE CORRIENTE, TENSIÓN Y PARARRAYOS
5.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
5.1.1 Orientación de terminales. Revisar que los terminales primarios P1 y P2 estén
orientados de acuerdo con los planos, así por convención: línea de transmisión P1, hacia la
línea; transformador de potencia, P1 hacia el transformador y circuito de distribución, P1
hacia la red.
5.1.2 Medio Aislante.
5.1.2.1 Aceite. Verificar que el nivel de aceite se encuentre dentro de los límites
señalados por el fabricante. En caso contrario, deberá comprobarse la estanqueidad y de
existir escapes corregirlos hasta obtener la hermeticidad requerida. En caso de ser
necesario destapar el transformador para corregir los defectos, será indispensable realizar
filtrado, secado y vacío durante mínimo 24 horas o según lo recomendado por el
fabricante y efectuar el llenado con aceite bajo condiciones de vacío para, finalmente,
verificar la nueva condición después de 48 horas.
5.1.2.2 Gas hexafloruro de azufre (SF6). Confirmar que el manómetro indique la presión
para la temperatura existente o si la magnitud leída está dentro de los límites permitidos.
Si está sobre la zona de alarma, deberá agregarse la cantidad necesaria hasta alcanzar la
112
presión nominal y, mediante seguimiento periódico, establecer si la fuga es de carácter
permanente, caso en el cual será necesario realizar un overall para localizar el escape y
corregirlo. Cuando se requiera este ejercicio, debe seguirse la indicación del fabricante en
lo referente al procedimiento de secado, vacío y llenado.
5.1.3 Resistencia de aislamiento. Se conecta el terminal de alta tensión a un megómetro
de 5000V, durante un (1) minuto, con todos los núcleos secundarios cortocircuitados y
conectados a tierra. De esta forma se mide la resistencia entre alta y baja más tierra.
Véase figura 18.
Figura 18. Resistencia de aislamiento
De manera similar, se mide el aislamiento de cada núcleo secundario frente al primario y
los demás núcleos secundarios y tierra. La inyección de núcleos secundarios se hará con
un megómetro de 500 voltios.
113
La resistencia mínima aceptable es 1000 M ohm para Alta contra secundarios más tierra y
200 M ohm entre secundarios y tierra.
5.1.4 Polaridad. Con los terminales P1 y P2 desconectados, instalar a éstos un
galvanómetro balístico, esto es, de cero en el centro o un voltímetro análogo de DC. Se
conecta una batería de 1.5 VDC a los terminales del devanado secundario en prueba. El
terminal del primario conectado al positivo del voltímetro, corresponderá al terminal del
secundario conectado al positivo de la batería, si al conectar hay deflexión hacia la
derecha, y al desconectar hay deflexión hacia la izquierda, hay correspondencia de
polaridad. Dicho de otra manera, si P1 tiene mayor polaridad frente a P2, entonces 1S1 es
de mayor polaridad que 1S2, debe verificarse la polaridad para cada núcleo secundario.
Véase figura 19.
Figura 19. Prueba de polaridad de equipos de medida
114
Actualmente, se cuenta con equipos para realizar esta prueba; con los cuales, únicamente,
se requiere conectar el primario y cada secundario al probador y mediante un proceso
sencillo determinar su polaridad.
5.1.5 Resistencia de Devanados. Con un puente de wheatstone, véase figura 20, se mide
la resistencia de cada devanado secundario completo y el de la resistencia de los cables de
prueba. Posteriormente, se debe descontar del valor de la resistencia de los devanados, el
correspondiente a los cables. La cantidad resultante, será el valor a consignar en el
protocolo. Esta tarea, igualmente, puede ser realizada con una batería, un voltímetro y un
amperímetro de precisión.
Figura 20. Puente de wheatstone para medir la resistencia de devanado
5.1.6 Curva de Excitación. Se conecta cada secundario del transformador de corriente, a
una fuente variable de tensión, 0 - 300 VAC, 3 A, véase figura 21. La prueba se inicia
115
variando lenta y constantemente la tensión desde cero (0) voltios, tomando valores de
tensión y de corriente de excitación. En núcleos de medida se toman datos hasta que la
tensión sea Es y en núcleos de protección se toman datos hasta que la tensión sea K Es,
donde:
( )[ ] 21
22 36.08.0 ZbZbRsIsKEs ++×=
K = Factor de límite de precisión.
Is = Corriente nominal del secundario.
Rs = Resistencia del secundario.
Zb = Capacidad / (In)2
En núcleos de medida la corriente de excitación correspondiente a una tensión de Es debe
ser menor de Im = Clase. Is / 100
En núcleo de protección la corriente de excitación correspondiente a la tensión: <Es debe
ser menor de Ip = Clase K.Is / 100
Figura 21. Montaje para comprobar la curva de saturación
116
Los valores de tensión de lectura, debe tomarse una vez se haga un barrido hasta
alcanzar la magnitud de saturación. Dicho valor será la referencia para determinar las
tensiones intermedias de toma de datos. Por ejemplo, si la saturación se alcanzó con 120
voltios, los valores intermedios pueden ser 10, 20, 40, 60, 80, 100, 105, 110, 115 y 120
V. Cuando se alcance los valores de saturación de los núcleos, la tensión se baja
lentamente para desmagnetizar el núcleo.
5.1.7 Relación de transformación. Con una fuente de corriente de 20VAC y al menos 200
amperios, se aplica una magnitud de corriente primaria, por ejemplo el 10% de la nominal
del transformador, teniendo todos los secundarios cortocircuitados. Se lee con una pinza
amperimétrica de precisión tanto la corriente primaria como la secundaria inducida. Así, al
multiplicar la corriente secundaria por la relación de placa, deberá dar como resultado la
corriente primaria inyectada, véase figura 22. Esta prueba se efectuará para cada núcleo
secundario y a la relación de transformación correspondiente. Aprovechando el montaje
de la figura 21, se retiran el cortocircuito de los secundarios y se aplica corriente primaria
con toda la carga secundaria conectada, primero en la fase A, véase figura 23, y se toman
las lecturas en los equipos de medida y protección instalados en el secundario de cada
núcleo, observando la correspondencia de fases. Segundo se inyecta corriente primaria a
las fases A y B en serie, es decir, el equipo se conecta a P1 de la fase A, P2 de la fase A
con P1 de la fase B y P2 de la fase B al equipo de prueba, se verifica la correspondencia
de fases y la suma de corrientes por el neutro de la conexión, véase figura 24. Tercero
Se inyecta corriente primaria por las fases A y C en serie, es decir, P1 de la fase A al
equipo, P2 de la fase A con P1 de la fase C y P2 de la fase C al equipo, véase figura 25.
podrá medirse en cada punto de conexión la lectura obtenida (gabinetes en patio, tableros
117
de medida y de protección e instrumentación). De esta forma se confirma la relación y,
adicionalmente, se comprueban todos los caminos de corriente en aparatos de medida
como amperímetros, varímetros, vatímetros, medidores de energía. Por otro lado, si la
corriente a aplicar es suficiente para activar alguna protección, de antemano, deberá
revisarse que no haya personal maniobrando los equipos de interrupción, porque la
operación de las protecciones puede producir un disparo y apertura del interruptor
asociado y causar un accidente e incluso la muerte.
Figura 22. Comprobación de la relación de transformación
Figura 23. Verificación de los caminos secundarios de corrientes Fase A.
118
Figura 24. Verificación de los caminos secundarios de corriente Fases A y B
Figura 25. Verificación de los caminos secundarios de corrientes Fases A y C
También, al momento de aplicar la corriente o durante la prueba, pueden presentarse
lecturas nulas de corriente o el equipo de prueba no inyecta, esto será indicio de que hay
caminos de corriente abiertos.
Todos los núcleos secundarios que no estén siendo utilizados, deberán estar
cortocircuitados y aterrizados.
119
Actualmente, existen equipos de poca potencia, pero que son excelentes para desarrollar
pruebas conjuntas de relación, polaridad y saturación en transformadores de corriente,
obviamente sin carga conectada. Así, se agilizan los procesos de mantenimiento.
5.1.8 Factor de potencia. Utilizando el equipo apropiado (factor de potencia y tangente
delta, véase figura 26), se inyecta una tensión de 12 kV, entre el terminal de alta tensión
y tierra, obteniendo la capacidad, la corriente de fuga, etc, con los cuales se podrá
determinar el estado del aislamiento del equipo. Los resultados deberán ser confrontados
con los protocolos del fabricante, con el objeto de determinar su estado real.
Figura 26. El equipo TETTEX modelo 2818/5283, para pruebas de factor de potencia ytangente delta
120
5.1.9 Puesta a tierra. Para verificar el aterrizaje de la estructura metálica del
transformador de corriente, se utilizará el procedimiento descrito para transformadores de
potencia. (véase 4.2.2.1.10 ) También se debe comprobar que existan las conexiones
especiales a tierra. (Terminal capacitivo, pantallas, etc.).
5.1.10 Gabinete. Los chequeos correspondientes, deberán ajustarse de acuerdo con lo
señalado para transformadores de potencia (ver 4.2.2.1.18, 4.2.2.1.19, 4.2.2.1.20,
4.2.2.1.21 y 4.2.2.1.22).
5.2 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
5.2.1 Medio Aislante. Aplica lo señalado para transformadores de corriente, en el numeral
5.1.2.
5.2.2 Resistencia del aislamiento. Con un megómetro de 5000 voltios, se inyecta el lado
de alta tensión durante un (1) minuto, con los núcleos secundarios cortocircuitados y a
tierra. La lectura debe ser mayor a 1000 MΩ.
Como segundo paso, se inyectará con un megómetro 500 voltios a cada uno de los
secundarios, teniendo el primario a tierra y entre cada uno de los secundarios y los
restantes y tierra. De esta manera, se verifica su aislamiento. La lectura debe ser superior
a 200 MΩ.
121
Valores inferiores a los indicados pueden significar pérdida de aislamiento por humedad,
por tanto deberá indicarse al superior inmediato cualquier diferencia, para que se proceda
acorde con lo señalado por el fabricante y/o la experiencia propia.
5.2.3 Polaridad. De manera similar a lo señalado para transformadores de corriente
(numeral 5.1.4) se aplica un voltaje (con una pila de 1.5 VDC), pero al terminal primario y
se observa la deflexión del galvanómetro en cada uno de los secundarios. Véase figura 27.
Figura 27. Prueba de polaridad transformador de tensión
5.2.4 Relación de transformación. Aplicar tensión primaria de 120 VAC, leer con un
multímetro digital el voltaje secundario, que debe ser el igual al valor primario aplicado,
dividido por la relación.
122
Los núcleos secundarios que no estén siendo utilizados, deberán permanecer en circuito
abierto.
Esta prueba puede ser desarrollada con equipos modernos y sencillos de manejar, que
sólo requieren conectar el primario a un par de terminales del equipo y el secundario a
otro par en el mismo instrumento y mediante el ajuste de potenciómetros, obtener una
rápida respuesta en un tablero digital.
5.2.5 Factor de potencia. De manera similar a lo señalado en el numeral 4.1.8, se obtiene
la capacidad del transformador de potencial.
5.2.6 Puesta a tierra. Aplicar lo indicado en el numeral 5.1.9.
5.2.7 Gabinete. Los chequeos correspondientes, deberán ajustarse a lo señalado para
transformadores de potencia (Véase 4.2.2.1.18, 4.2.2.1.19, 4.2.2.1.20, 4.2.2.1.21 y
4.2.2.1.22).
5.2.8 Circuitos secundarios. Para chequear los circuitos secundarios de voltaje, se deberá
proceder como sigue: Usando un equipo trifásico, se aplican tensiones diferentes por fase
(por ejemplo fase A: 10 voltios, fase B: 20 voltios y fase C: 30 voltios) desde los cables de
salida de los transformadores de potencial (desconectados del secundario), de esta
manera se verifica que en cada punto de conexión (gabinete concentrador de patio,
tableros de medida, control y protección) haya la tensión aplicada y exista
correspondencia de fase, esto es, que siempre sobre la fase A, se deberá leer 10 voltios y
123
así sucesivamente. La ausencia de tensión en algún punto del circuito, indicará que el
circuito está abierto y deberá revisarse hasta localizar la falla. Debe corroborarse que no
haya cortocircuitos entre fases y/o a tierra que puedan dañar el equipo. Se verifica
adicionalmente, la impedancia de los circuitos secundarios aplicando lo del capitulo 5,
numeral 5.1.5.
5.3 TRANSFORMADORES CAPACITIVOS DE TENSIÓN
Aplica lo indicado para transformadores de tensión inductivos, además de:
5.3.1 Capacidad. Se conecta a tierra el terminal de onda portadora dejando sin conectar
el terminal de tierra del primario. Se alimenta con 120 VCA, entre el terminal de alta
tensión y el terminal de onda portadora. Se mide tensión y corriente. La impedancia
capacitiva es: Xc = U / I y la capacidad es Cu = ½ fxc.
5.3.2 Resistencia de aislamiento. Con megómetro de 5000 V se mide la resistencia
durante un (1) minuto. La prueba se realizan entre:
- Terminal Alta tensión contra el terminal de onda portadora más secundario más
terminal de tierra del primario más la carcaza.
- Terminal de onda portadora contra terminal de alta tensión del primario más terminal
de tierra del primario más secundario más carcaza.
124
- Secundario en y contra secundario en delta abierto más carcaza.
5.3.3 Trampa de onda. Se verifica que no haya desperfectos en el cubrimiento de la
bobina y que los accesorios interiores estén en buen estado y correctamente fijados. Se
verifica que la trampa este firmemente soportada de acuerdo con lo previsto por el
fabricante. Se verifica que los conductores de conexión estén de acuerdo con lo previsto
en los planos de la subestación, de modo que la señal que llega por la línea de transmisión
encuentre primero el condensador y después la trampa de onda.
5.3.4 Impedancia de la trampa a 60 Hz. Con una fuente variable de 20 Vac, 200 A, se
hace circular corriente (50-100 A), a través de la trampa, véase figura 23. Se mide la
caída de tensión entre terminales de la trampa, y la corriente. La impedancia es:
Z = V / I
5.3.5 Impedancia de conexiones. Con el montaje de la figura 28, se mide la caída de
tensión en cada conector terminal del conductor. La impedancia de la conexión es:
Z = V / I
125
Figura 28. Montaje para comprobar la impedancia de la trampa y las conexiones
Los valores sirven para efectos comparativos de la firmeza de la conexión.
5.4 VERIFICACIÓN EN CAMPO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS PARARRAYOS
5.4.1 Firmeza de conexiones. Se prueban las conexiones de alta y de tierra. Éstas
deberán ser haladas por tres veces consecutivas a una fuerza de 10 a 20 daN. La conexión
debe continuar firme. Para verificar el aterrizaje del pararrayos (o del contador de
descargas), se utiliza el procedimiento descrito para transformadores (Véase 4.2.2.1.10)
5.4.2 Corriente a tensión de servicio. Una vez en servicio y con la ayuda de una pinza
amperimétrica, se toma la lectura de corriente de fuga a tierra del pararrayos. El contador
126
de descargas debe corto-circuitarse con un conductor No 8 AWG. La conexión para el
cortocircuito del contador de descargas y su posterior desconexión deberá realizarse
únicamente con el pararrayos fuera de servicio, esto es, desenergizado. El conector de
alta tensión debe estar conectado sólidamente a tierra a través de un cable 4/0 cobre,
para evitar que descargas atmosféricas en la línea afecten al personal, evitar realizar estas
pruebas bajo condiciones atmosféricas adversas.
5.4.3 Resistencia de aislamiento. Con un megómetro de 5000V aplicar tensión, durante
un (1) minuto entre el terminal de alta tensión y tierra, la lectura debe ser mayor a 1000
Mohm.
5.5 Contador de descargas
5.5.1 Operación. Con un megómetro de 5000 V, se carga un condensador de 4µf a 1000
V o mayor. Luego, rápidamente se desconecta el condensador del megómetro y se
conecta al contador de descargas, el condensador se descarga y el contador debe registrar
la operación. Véase figura 29.
127
Figura 29. Circuito para hacer operar el contador de descargas del pararrayos
5.5.2 Aislamiento. Con la ayuda de un sensor acústico de alta tensión (chicharra), se
comprueba que el terminal del contador conectado al pararrayos, éste aislado de tierra. Se
ajusta en el rango apropiado, es decir, considerando el nivel de voltaje sobre el contador,
cuyo valor es del orden de los 3 kilovoltios.
5.5.3 Firmeza de conexiones
Verificar las conexiones de manera similar a lo señalado en el numeral 5.1.10.
5.6. Pruebas adicionales. Se deberán ejecutar las pruebas recomendadas por los
fabricantes, para cada uno de los equipos asociados al sistema de potencia y que no estan
descritas en este proyecto.
128
6. MANTENIMIENTO A EQUIPO DE CORTE EN PATIO DE CONEXIONES
6.1 INTERRUPTOR DE POTENCIA
El mantenimiento al interruptor de potencia, siempre obedecerá a los registros por
operación de apertura bajo condiciones de carga y de falla, por tanto es de suma
importancia, dentro del mantenimiento preventivo, conocer los niveles de corrientes de
carga y de falla existentes en cada punto de instalación.
Es necesario señalar que el mantenimiento ha obedecido a un criterio eminentemente
experimental, estableciéndose periodos de tiempo por ejemplo de 2, 4 ó 6 años. Esta
cultura, obviamente ha generado situaciones críticas dentro del mantenimiento producto
del sobre o sub mantenimiento, como desgaste prematuro de las cámaras por
tratamientos excesivos (baños repetitivos con chorro de arena), o explosión de los
interruptores por fatiga de los componentes mecánicos, excesiva humedad en el aceite
dieléctrico, etc.
Actualmente, se tienen dispositivos de protección capaces de llevar estos registros y dar
señal de alarma una vez se alcancen los valores nominales de los interruptores, que
obliguen a su inmediata intervención, evitando así, condiciones de poco o excesivo
mantenimiento que igualmente son perjudiciales para el equipo, además de las
129
implicaciones dentro del marco regulatorio para el sector eléctrico que implicarán
sanciones y penalizaciones por deficiencias en el servicio al usuario.
Es así, como hoy por hoy, se llevan registros estadísticos por número de operaciones y
acumulado de corriente despejada, valores que son confrontados con los recomendados
por el fabricante y de esta manera se han disminuidos los requerimientos de
mantenimiento, los costos por intervenciones e interrupciones, producto de la afectación a
los índices FES y DES.
Es claro que las bases de datos requeridas para este seguimiento resultan complicadas
porque se hace necesario tener registros con variables particularizadas por cada
interruptor, las cuales dependen del lugar de instalación (nivel de cortocircuito) y carga
transportada (cada línea, transformador o circuito maneja un valor distinto).
Definido el ciclo o régimen de mantenimiento, se establecen las pruebas y elementos a
intervenir, dependiendo del tipo de medio de extinción y nivel de tensión de operación:
Para esto se ha clasificado los interruptores, así:
Cuadro 8. Clasificación de los interruptores según su medio de extinción de arco.
NIVEL DE TENSIÓN (KV) MEDIO DE EXTICIÓN11.4 SOPLADO MAGNÉTICO
VACÍOSF6
AIRE COMPRIMIDO34.5 ACEITE
SF657.5 ACEITE115 ACEITE
SF6
La clasificación para 11.4 kV, aplica para 13.2 y 13.8 kV.
130
La particularización del mantenimiento, dependerá de cada fabricante, por tanto deberá
ceñirse a lo indicado en el manual de operación y mantenimiento en lo correspondiente a
las cámaras de extinción de arco, medio aislante y mecanismo de operación.
Sin embargo, se deben desarrollar en todos los casos las siguientes pruebas genéricas, las
cuales siempre se harán con el equipo fuera de servicio y aplicando las medidas de
seguridad del capítulo 2.
6.1.1 Estanqueidad. Antes de cualquier prueba de campo, se deberá verificar el nivel de
aceite, presión de SF6, de aíre o de nitrógeno del equipo chequeado.
Igualmente, después de cada mantenimiento, se debe verificar el nivel del medio aislante
dieléctrico y que no haya fuga del mismo. Las fugas de aceite se detectan fácil y
rápidamente, porque son notables a simple vista, por tanto pueden ser corregidas de
forma inmediata, sin embargo si se detecta alguna fuga posteriormente, deberá ser
atendida de manera urgente, considerando que el aceite se deteriora de forma acelerada
al contacto con el aire y la humedad. Situación que se puede volver crítica si es de
pequeño volumen de aceite y no es presurizado.
Las fugas en interruptores en SF6 u otro dieléctrico gaseoso son más difíciles de detectar
por tanto deberá esperarse al menos dos (2) días para verificar el nivel de presión o
utilizar un equipo registrador de fugas de gas.
131
Para los interruptores cuyo medio aislante opere bajo presión, deberán comprobarse las
alarmas previstas por el fabricante en su manual de operación y mantenimiento.
6.1.2 Resistencia de aislamiento. El propósito de esta prueba es verificar el estado actual
del aislamiento en interruptores de potencia véase anexo G, observando que este dentro
de valores aceptados. Se conecta a los terminales de potencia del interruptor un
megómetro de 1000 voltios DC, véase figura 30. Se aplica ésta tensión durante un (1)
minuto y se efectúa las siguientes mediciones:
- Contacto móvil contra contacto fijo y tierra.
- Contacto fijo contra contacto móvil y tierra.
Los valores deben ser mayores a 2000 Mohm.
-
MEGGER BM11
KV
- +G
52.51
0.5
TEST
Figura 30. Prueba de resistencia de aislamiento en interruptores de gran volumen deaceite.
132
6.1.3 Resistencia de contactos y conexiones. El propósito de esta prueba es verificar el
estado mecánico de los contactos, para determinar si su valor esta dentro de rangos
aceptables en referencia al valor nominal, véase anexo H. Utilizando un microhmímetro
digital, conectar los cables de corriente y voltaje a los terminales de potencia del
interruptor y aplicar una corriente de 100 amperios, véase figura 31. Después de 2
segundos el instrumento indicará el valor obtenido por display. La lectura alcanzada
deberá confrontarse con lo recomendado por el fabricante.
Producto de la experiencia se ha establecido rangos de mediciones, entre los 50 y 150
microohmios, considerados normales para interruptores modernos de una o dos cámaras
de interrupción. En modelos antiguos pueden alcanzarse magnitudes del orden de los 400
microohmios. Cantidades mayores, se consideran críticas, por tanto requieren una revisión
exhaustiva. Sin embargo, antes de cualquier labor deben revisarse las conexiones y
realizar una nueva medición que confirme o desvirtúe los resultados.
Igualmente y de manera similar se puede medir la resistencia de los cables de
interconexión entre equipos.
Otro forma de medición, es a través de una fuente DC, y con la ayuda de un amperímetro
y un voltímetro preferiblemente digitales, obtener resultados similares. Es necesario que la
fuente sea capaz de suministrar corriente mínima de 100 amperios constantes. Los valores
de resistencia recomendados por algunos de los fabricantes se pueden apreciar en el
cuadro 9.
133
Figura 31. Prueba de resistencia de contactos en interruptores de dos cámaras
134
Cuadro 9. Resistencia de contactos para diferentes tipos de fabricantes
MARCA TIPO MECANISMO RESISTENCIA (µΩ)ABB HPL 245/31B1 BLG 352 C 70/90*
ABB HPL 145-25C1 BLG 352 C 61
ABB LTB 145D1/B BLK 152/52/54 40
ABB EDF SKI-1 50
ASE HGA-300/4002 B BHA 701 120
ASE HLR 245/2501 E2/1 BLG 352 C 65/71/77**
ASE HLR 245/2502 E BLG 352 C 65/71/77**
ASE HGC-145/3151 BHAB 700 43
ASE HLD 145/1250 B BLG 202 90
ASE HLD 145/1250 C BLG 202 90
ASE HLR 145/2501 BLG 352 C 65
ASE HLR 145/2501 E1 BLG 352 C 65/71/77**
ASE HLR 145/2501 E2 BLG 352 C 65/71/77**
ASE HLC 36/52/1250 78
ASE HLC 52/1000 75
MGA 52GME 28***
MIT 200 SFM 40A 40
MIT 100-SFM-32B 121 40
OER TOFR6012-150.12 60
SPR HGF112/1C 45
WES GM5A 330***
WES 345 SP 1500 120
* Datos con BIL 950 y 1050 kV respectivamente.** Datos con longitud aislador 1100, 1300 y 1500 mm respectivamente.*** Dato promedio encontrado en hojas de vida.
6.1.4. Tiempo, velocidad y recorrido de cierre y apertura de contactos. Utilizando el
equipo para análisis dinámico de la operación de interruptores DOUBLE TR-3000, véase
figura 32, se obtienen los tiempos y velocidades de cierre y apertura de los contactos y el
registro gráfico de la característica del recorrido de éstos. Éste último, de suma
importancia dentro del mantenimiento porque permite reconocer deficiencias en los
ajustes mecánicos del interruptor, al observar excesivo recorrido, comúnmente
135
denominado rebote. Estas variables se deben confrontar con los protocolos del fabricante,
véase anexo B.
Los resultados son altamente confiables, porque la operación del TR-3000, es a través de
un transductor instalado sobre uno de los brazos mecánicos del interruptor, por tanto
refleja perfectamente el recorrido, velocidad y tiempo de operación de cierre y apertura de
los contactos del interuptor.
Existe un método más sencillos pero menos confiable, como es, a través de los contactos
auxiliares o propios del interruptor y activando las bobinas de cierre o apertura se mide
únicamente el tiempo.
12
34
56
TR3100 TR3300
Figura 32. Pruebas dinámicas del interruptor utilizando el equipo TR3000
136
6.1.5 Mecanismo
6.1.5.1 Operación de presóstatos. Verificar los valores de cierre de contactos de alarma y
bloqueo de operación del interruptor por baja presión de gas, confirmando las señales de
anunciación sonora y visual. Debe comprobarse para la señal correspondiente que el
bloqueo se presente.
6.1.5.2 Resistencia de aislamiento. Con un megómetro de 500 voltios D.C., medir la
resistencia del aislamiento de cada circuito de control contra tierra. Todas las lecturas
deben ser superiores a 100 Ohm.
6.1.5.3 Tensión mínima de operación para bobina de cierre y/o apertura. Se alimenta la
bobina ya sea de cierre o de apertura a través de una fuente variable de tensión D.C.
Comenzando de cero (0), véase figura 33, se incrementa el voltaje hasta obtener el cierre
o apertura del interruptor. La tensión mínima de operación debe ser el 80% de la nominal.
Para 125 voltios D.C., deberán operar con 100 voltios D.C. En muchos casos la tensión de
apertura es muy inferior, observándose situaciones en donde esta bobina opera incluso
con 60 o menos voltios D.C.
52A 52B BC BA
TR3400
Figura 33. Prueba de tensión mínima de operación para las bobinas de cierre y aperturadel interruptor
137
6.1.5.4 Resistencia de bobinas. Medir la resistencia de las bobinas de cierre y apertura
con un puente de Wheatstone. Si no se requiere mucha precisión, puede realizarse con un
multímetro digital. La bobina debe desconectarse del circuito de cierre o de disparo.
6.1.5.5 Indicador de posición. Verificar que tanto al cierre como a la apertura del
interruptor señalice bien y su posición sea clara, esto es, que llene completamente el área
o recuadro indicativo. Por tanto cualquier posición que pueda generar duda en cuanto al
estado del interruptor deberá ser corregida de inmediato, dado que puede crear confusión
y accidentes.
6.1.5.6 Contador de operaciones. Verificar su correcta operación, observando que
efectivamente registre cada operación del interruptor, tanto de cierre como de apertura.
6.1.5.7 Presóstatos de mando. Verificar que el compresor o la bomba reciben órdenes de
parada y marcha a las presiones prescritas por el fabricante.
6.1.5.8 Relé de antibombeo. Cada vez que se ordene un cierre, se activará el relé de
antibombeo, el cual bloqueará ordenes posteriores, con el fin de evitar que la bobina de
cierre permanezca energizada y se queme. Por tanto deberá chequearse con el interruptor
en posición cerrado.
6.1.5.9 Aterrizaje. Aplica lo indicado en el capítulo 4 numeral 4.2.2.1.10
138
6.1.5.10 Otras pruebas. Las pruebas de protección del motor, protección de circuitos,
consumo del motor, iluminación, calefacción, tomacorrientes, aterrizaje del gabinete,
firmeza de conexiones, terminales, marquillas, aislamiento de cables, aterrizaje de
pantallas se realizan en forma similar a lo indicado en el capítulo de transformadores,
numerales 4.2.2.1.13 al 4.2.2.1.23.
6.1.6 Mandos del interruptor
6.1.6.1 Local. Con el selector local – remoto (43I) del interruptor, en posición local,
comprobar que al ordenar un cierre este ocurra y al ordenar una apertura, esta se
presente. Debe confirmarse que desde el tablero en sala de control no haya cierre, pero si
apertura. Desde el Centro local o regional de despacho no debe recibir orden ni de
apertura ni de cierre.
6.1.6.2 Remoto. Se verifica que recibe orden de cierre y apertura desde el tablero de
control, debe comprobarse los enclavamientos tanto en patio con el selector en local y en
remoto, y desde el Centro Local o Regional de Despacho con el selector en local y remoto.
6.1.6.3 Centro Local o Regional de despacho. Se verifica que recibe orden de cierre y
apertura desde el Centro Local o Centro Regional de Despacho. Confirmando los
enclavamientos con los selectores local - remoto de patio y tablero.
6.1.7 Disparos y alarmas. Inyectar corrientes desde borneras a los dispositivos de
protección, activándolos y verificando la apertura del interruptor. Cuando el interruptor
139
abra por operación de las protecciones, se verifican las señales de alarma auditiva y visual,
además de las propias del relé.
6.1.8 Pintura y limpieza. Se revisa que las bases, gabinete de mando y la estructura no
tengan deterioro por oxido o se encuentren sin pintura y/o anticorrosivo.
6.1.9. Lubricación. Se verifica que las partes móviles del interruptor, en cuanto a su
mecanismo de operación, se encuentren correctamente lubricadas, si necesita lubricación
se utiliza el lubricante prescrito por el fabricante o de similares características.
6.110. Calidad del dieléctrico. Se toma una muestra de aceite y se realizan las pruebas
descritas en el capitulo 8, numeral 8.3. Para el contenido de humedad del SF6, se deben
probar las botellas antes de ser inyectadas a las cámaras de extinción de arco del
interruptor (gas nuevo), en condiciones de servicio normal se debe conectar un
higrómetro (específico para este tipo de gas), a la válvula de admisión, habiendo dejado
escapar una mínima cantidad de gas previo a la toma de la muestra. El instrumento
medirá el punto de rocío, valor que deberá ser comparado contra los datos recomendados
por el fabricante.
6.2 SECCIONADORES DE TENSIÓN
Como su nombre lo índica, estos dispositivos sólo son capaces de abrir tensiones, y no
corrientes. Su función básica dentro de los esquemas de interrupción son los de mostrar
un corte visible para actividades de mantenimiento. Si se requiere realizar limpieza de la
140
porcelana de aislamiento es necesario verificar la ausencia de tensión y se debe cruzar y
aterrizar a ambos extremos del equipo objeto de mantenimiento.
Los requerimientos de mantenimiento son:
6.2.1 Operación
6.2.1.1 Manual o eléctrica. Realizar cinco (5) ciclos completos de cerrar - abrir para los
contactos principales y para la cuchilla de puesta a tierra, para operación manual y se
repiten para la operación eléctrica.
Después de cada cierre se verifica visualmente que los contactos principales y auxiliares
cierren correctamente centrados en la posición prevista por el fabricante. Después de cada
apertura se verifica visualmente que los contactos auxiliares cierran correctamente
centrados en la posición prevista por el fabricante.
Se verifica la continuidad eléctrica de los contactos auxiliares cerrados en el último ciclo de
cada una de las cuchillas.
6.2.1.2 Resistencia de aislamiento. Para la parte activa de alta tensión, con megómetro de
1000V se mide durante un (1) minuto, la resistencia de aislamiento entre la parte activa
de cada polo en posición cerrado y tierra los valores deben ser mayores de 2000 Mohm.
141
6.2.2 Resistencia de contactos. Utilizando un microhmímetro digital, se conectan los
cables de corriente y voltaje a los terminales de potencia del seccionador cerrado y se
aplica una corriente de 100 amperios. Después de 2 segundos el instrumento indicará el
valor obtenido por display. La lectura alcanzada deberá ser del orden de los 100 a 200
microhmios. Valores superiores, obligarán a una revisión del ajuste de los contactos en
posición cerrado.
6.2.3 Mecanismo. Si son de operación manual, se debe confirmar sus enclavamientos
mecánicos, los cuales se activan a través de trinquetes que fijan su posición, ya sea de
abierto o de cerrado.
Se deben revisar los enclavamientos adicionales de bloqueo entre los seccionadores por
ejemplo de línea con los de tierra, los cuales impiden el cierre de ambos al tiempo, esto
garantiza que si uno esta cerrado el otro esta abierto y viceversa, para evitar maniobras
equivocadas por parte del operador.
Se deben revisar los bloqueos de mando eléctrico para seccionadores motorizados, ya sea
por mando local y/o desde el tablero en el edificio de control.
Los seccionadores de puesta a tierra sólo tienen mando local.
6.2.3.1 Resistencia de aislamiento de contactos auxiliares. Con un megómetro de 500V y
sin conexión externa, se debe medir entre carcaza y entre cada uno de los contactos
secundarios. Todos los valores deben ser mayores de 100 Mohm.
142
6.2.3.2 Prueba de dispositivos de enclavamiento. Se debe comprobar cada enclavamiento
existente, ya sea con otro seccionador (de transferencia, de acople de barra o de tierra) o
con el interruptor en concordancia con los planos de control de mando del equipo de corte
considerado.
Esta revisión incluye los contactos auxiliares lentos y rápidos (de impulso), los cuales
deberán cumplir su función dentro de la lógica de control considerada en los planos de
alambrado. Por tanto, todo esquema que involucre la posición de los seccionadores
deberá ser verificada y cualquier desperfecto producto de fallas en el recorrido de los
contactos auxiliares o del mecanismo del seccionador deberá ser corregido y comprobarse
de nuevo el esquema de control.
6.2.3.3 Mandos
6.2.3.3.1 Local. Con el interruptor abierto y el selector local – remoto del seccionador, en
posición local (cuando haya mando remoto), realizar maniobras de cierre y apertura
manual y/o eléctrica que apliquen. Verificando el recorrido y solidez del contacto macho –
hembra para el cierre. Para el mando eléctrico remoto, se debe verificar que en posición
local, la orden remoto no es recibida, tanto para cierre como para apertura. Igualmente
verificar que con el interruptor cerrado, existe bloqueo eléctrico para maniobrar el
seccionador. Además, se confirma que los dispositivos de posición en tablero de control
indiquen correctamente la posición real del seccionador.
143
6.2.3.3 .2 Remoto. De manera similar, confirmar la operación de cierre y apertura del
seccionador y sus enclavamientos para operación local y con el interruptor asociado,
además de las indicaciones en el tablero de control y el Centro Local o Centro Regional de
Despacho que correspondan a la posición física del equipo.
6.2.3.4 Aterrizaje. Aplica lo indicado en el capítulo 4 numeral 4.2.2.1.10
6.2.3.5 Otras pruebas. Las pruebas de protección del motor, protección de circuitos,
consumo del motor, iluminación, calefacción, tomacorrientes, aterrizaje del gabinete,
firmeza de conexiones, terminales, marquillas, aislamiento de cables, aterrizaje de
pantallas se realizan en forma similar a lo indicado en el capítulo de transformadores,
numerales 4.2.2.1.13 al 4.2.2.1.23.
6.2.3.6 Lubricación. Verificar que las puntas de los contactos macho, hembra y las partes
móviles del seccionador se encuentren correctamente lubricadas, de acuerdo con las
recomendaciones del fabricante.
6.3. PRUEBAS ADICIONALES
Se deben realizar las pruebas a los equipos de corte recomendadas por los fabricantes,
que no aparecen consignadas en este proyecto.
144
7. MANTENIMIENTO GENERAL EQUIPO DE CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDIDA
7.1. GENERALIDADES
Dentro de la práctica de mantenimiento, éste resulta ser un campo supremamente
delicado, además de extenso y riguroso, demandando del ingeniero, bastos conocimientos
de ingeniería para su aplicación sobre todo, en lo referente a las pruebas de los relés que
en muchos casos resultan ser complicadas por los conceptos que deben manejarse para
desarrollar las pruebas de manera satisfactoria y por ende, obtener resultados que
confirmen una adecuada operación del dispositivo dentro de criterios previamente
establecidos de confiabilidad, dependabilidad y seguridad.
También se deben conocer los esquemas de control que se manejan para protección de
líneas, transformadores, alimentadores y subestaciones.
Por otro lado se involucra el mantenimiento a la instrumentación de medida, que cada día
resulta más importante dentro del andamiaje de las compañías de electricidad, porque es
allí donde se toma el registro de la carga, potencia y energía suministrada y que es base
para determinar pérdidas frente a lo facturado para cada cliente. Es claro que la clase de
estos equipos ni la de los transformadores de tensión y corriente asociados, es la
adecuada para facturación, pero sirve de referencia comparativa que permite detectar
pérdidas negras. Finalmente el mantenimiento de las baterías.
145
7.2 NORMAS DE SEGURIDAD
Aplicará lo indicado en el capítulo 2.
7.3 RECOMENDACIONES
- Antes de empezar a realizar el trabajo, se debe utilizar la respectiva dotación, en lo
que se refiere a la utilización de mascarilla para evitar contaminación de partículas de
polvo en sus pulmones, utilización de guantes tipo cirujano con el fin de evitar
descargas por tensión de contacto, además del overol y botas dieléctricas.
- El o los destornilladores utilizados para el mantenimiento deben encontrarse en su
parte metálica, totalmente aislados.
- Se debe realizar una inspección visual que permita detectar conductores sueltos,
bornes flojos, conexiones calientes a fin de dar soluciones a estos problemas. Anotar
todas las observaciones y si la situación es crítica, se debe reportar de inmediato.
- Cuando se trabaje en patio procurar mantener siempre las distancias de seguridad,
para evitar accidentes, esto es: las distancias que hay entre la zona de trabajo y la
línea viva. Trabajar siempre teniendo como punto de referencia la zona metálica de las
estructuras de montaje de los equipos de patio.
146
- Identificar plenamente los circuitos de corriente. No se debe olvidar que son altamente
peligrosos cuando están en circuito abierto o pueden generar una salida indeseada al
cortocircuitarlos o aterrizarlos.
- De igual manera, localizar los circuitos de tensión, distinguiendo los de medida frente a
los de protección. Cualquier error puede originar un disparo indeseado.
- Todo cable que sea necesario desconectar y que no este plenamente identificado con
marquilla del punto de conexión, deberá marcarse provisionalmente para no incurrir en
errores posteriores que originen cortos sobre los circuitos de tensión o circuitos
abiertos para los lazos de corriente.
7.4 ACTIVIDADES SIMILARES
Este tipo de mantenimiento involucra numerosas actividades similares y que se realizan
paralelas, es decir a los tableros de control, protección y medida, tanto en sala de control
como en patio de conexiones.
7.4.1 Ajuste de borneras. El ajuste de borneras deberá realizarse en los módulos de
línea, transformación y distribución, realizando la tarea módulo por módulo. Se deben
ajustar, tanto borneras, como los diferentes puntos de conexión, como por ejemplo cajas
de conexiones de los relés, contactores, tacos (Breaker), lámparas de señalización, cajas
de conexiones de equipos de medida, etc.
147
También se deben ajustar las borneras, en patio, de los siguientes equipos: Gabinete de
conexiones de transformadores, caja de conexiones de seccionadores, gabinetes de
interruptores (líneas y transformadores), cajas de conexiones de transformadores de
corriente y de potencial.
7.4.2 Limpieza General De Cubículos De Medida, Control Y Protecciones. Realizar una
inspección visual, con el fin de tomar apuntes del estado de los diferentes equipos que se
encuentran en los módulos de la Subestación, en caso que se encuentre algún tipo de
problema en lo posible se debe tratar de darle solución, en caso que no se pueda
solucionar, consignar para ejecutar una solución posterior.
Todas las herramientas que sean utilizadas para realizar la limpieza deben ser de material
aislante, en caso que sean de material conductor, utilizar cinta aislante para envolver la
parte conductora con el fin de evitar posibles cortocircuitos y lo que es más importante
evitar disparos innecesarios de los circuitos de la subestación.
7.4.2.1 Materiales utilizados
- Aspiradora
- Escoba
- Bayetilla o tela lienzo
- Brocha de cerdas suaves o cepillo dental.
- Pera neumática
148
La tarea de limpieza debe realizarse en los módulos de línea y transformador, se deberá
emplear la aspiradora pasándola suavemente por cada uno de los equipos que posee cada
celda, utilizando al mismo tiempo la brocha para levantar las partículas de polvo que se
recogen en los equipos. Con el cepillo dental se debe limpiar las borneras punto a punto,
cepillando suavemente los bornes, con la finalidad de eliminar partículas de polvo,
empleando al mismo tiempo la aspiradora. La Bayetilla o la tela lienzo podrá ser utilizada
en aquellas zonas de fácil acceso como por ejemplo las cajas de conexiones de los relés,
las laminas de las celdas etc. Una vez finalizada la limpieza en los módulos de líneas y
transformadores, con ayuda de la aspiradora, se deberá realizar limpieza del piso dentro
de dichos módulos.
Una vez finalizada la tarea de limpieza en los módulos de línea y transformadores, se
empezará a realizar la tarea en las celdas de los circuitos de media tensión (circuitos de
entrada, salida y unión barras); teniendo en cuenta lo dicho en el párrafo anterior. Esta
limpieza debe ser realizada igualmente en patio a los gabinetes de transformadores,
gabinete de interruptor de línea y transformador, caja de conexiones de seccionadores.
7.5 MANTENIMIENTO DE INSTRUMENTOS DE MEDIDA AMPERIMETROS, VOLTÍMETROS,VARIMETROS Y VATÍMETROS.
7.5.1 Instrumentación de medida. Aunque en la actualidad, la nueva instrumentación de
medida es digital, involucrando absolutamente todas las variables consideradas a
continuación y por tanto su lectura es un reflejo de la magnitud que el sistema está
suministrando, con lo cual no se hace necesaria ninguna inyección, es preciso señalar que
149
dentro de la instrumentación de muchas compañías, por lo menos el 70 %, corresponde a
equipo análogo.
7.5.1.1 Inyección de amperímetros. Para realizar la inyección de amperímetros deberán
ser cortocircuitados los puntos de bornera correspondientes a los núcleos de los
transformadores de corriente para medición, del lado de la fuente, para esto se debe
utilizar los tornillos existentes en bornera que sirven para esta función.
- Verificar que los amperímetros lleguen al punto cero de su escala y con la ayuda de
una pinza amperimétrica y un multímetro se verifica que por los conductores que van
hacia el amperímetro la corriente medida sea cero.
- A continuación, si no existe marquilla, se deben marcar cada uno de los cables a
desconectar con la identificación del punto de bornera de donde se desconecta.
- Se debe destornillar y observar si se presenta arco o alguna luz de color azul, lo cual
es síntoma de estar abriendo un camino de corriente. Si esto ocurre se debe ajustar
nuevamente el tornillo y revisar que el cortocircuito previamente realizado corresponda
al núcleo de medida y además, que dicha conexión sea sólida. Una vez el
procedimiento sea satisfactorio se debe continuar.
- Se deben tomar los cables que corresponden a cada una de las fases y el neutro y
conectarlos al equipo que este siendo utilizando para inyectar corriente.
150
- Calibrar los amperímetros con la ayuda de un destornillador verificando que la aguja
del amperímetro quede en el punto cero de la escala. Diligenciar los datos del
respectivo circuito que se este inyectando.
- Tomar la relación del amperímetro y calcular el valor de lectura por cada amperio que
circule por el instrumento. Inyectar corriente con el equipo hasta un amperio, para
mayor precisión en la lectura, debe utilizarse una pinza miliamperimétrica junto con un
multímetro.
- Tomar el valor de lectura dado por el amperímetro y anotar el resultado.
- Repetir el mismo procedimiento para dos, tres, cuatro y cinco amperios.
- Si los resultados no son satisfactorios, realizar la observación correspondiente,
anotando además, que debe programarse su reemplazo.
- Al terminar la inyección de cinco amperios, se debe apagar el equipo de pruebas.
- Realizar el mismo procedimiento para las fases B y C.
- Al finalizar la inyección de los instrumentos, se deben introducir los cables sueltos en
los respectivos puntos de bornera, de acuerdo con la marcación provisional previa.
151
- Ajustar bien los tornillos de la bornera y una vez finalizada la puesta de los cables
desajustar los tornillos utilizados para cortocircuitar, siempre observando que no se
presente ningún arco.
- En algunas subestaciones, los módulos de transformación del lado de alta tensión, sólo
tienen un amperímetro, el cual está conectado a un selector con el que se puede
observar la lectura de las tres fases, si presenta este caso sólo es necesario inyectar el
equipo una sola vez.
7.5.1.2 Inyección de voltímetros. Deberán desconectarse los cables que están en bornes
del instrumento de medida, teniendo el cuidado de aislarlos después de retirarlos,
Conectar un par de puntas del equipo utilizado para la inyección a los bornes del
voltímetro. Con la ayuda de un destornillador calibrar la aguja de indicación en cero.
Tomar la relación del voltímetro y calcular el valor para inyección mínima e inyéctar con el
equipo. Se debe utilizar un voltímetro patrón para observar lo aplicado por el equipo, con
el fin de aumentar la precisión en la inyección del instrumento de medida. Realizar todas
las pruebas hasta completar la escala del voltímetro. Al terminar la prueba apagar el
equipo, conectar los cables en los bornes del instrumento.
7.5.1.3 Inyección de vatímetros y varímetros. El procedimiento a seguir es el siguiente:
152
- Cortocircuitar los puntos de bornera correspondientes a las corrientes, siempre de lado
de los Transformadores de corriente, teniendo en cuenta las mismas precauciones que
para inyección de amperímetros, véase figura 34.
- Desconectar los puntos de tensión que llegan al vatímetro. Para el varímetro los
terminales pueden permanecer conectados ya que al retirar los conductores del
vatímetro también pierde la señal de tensión dicho instrumento.
Aislar correctamente los conductores que quedan sueltos, sin olvidar las recomendaciones
que apliquen para estos casos y que fueron señaladas en el numeral 7.1.
- Una vez cortocircuitados y/o desconectados dichos puntos, con la ayuda de una fuente
de corriente trifásica, inyectar 1 amperio por cada una de las fases del instrumento. Al
mismo tiempo y con el mismo equipo aplicar 110 voltios A.C. trifásicos a los terminales
correspondientes, respetando la secuencia de conexión en planos. Recordar que una
secuencia diferente arrojará resultados inesperados, porque las corrientes o voltajes se
suman fasorialmente.
- Con la ayuda de un equipo variador de ángulo, variar el ángulo entre la corriente y la
tensión, iniciando el rango de variación en cero grados, valor al cual deberá dar lectura
máxima el vatímetro y cero el varímetro.
- Variar el ángulo a noventa grados, en este caso el vatímetro leerá cero, mientras que
en el varímetro su lectura será máxima.
153
- Tomar lecturas para ángulos de 30, 45 y 60 grados.
- Inyectar dos amperios y tomar lecturas para 30, 45 y 60 grados entre corriente y
tensión.
- Realizar el mismo procedimiento para 3, 4, y 5 amperios respectivamente.
- Una vez terminada la prueba y realizadas las observaciones del comportamiento de los
instrumentos se normalizan los cables de corriente en los puntos de bornera, en el
mismo orden en que fueron retirados, realizando un ajuste correcto de los bornes,
desajustar los tornillos utilizados para cortocircuitar, una vez realizada esta operación
se ajustarán los cables de tensión.
Figura 34. Inyección secundaria de elementos de medida.
154
Figura 35. Cortocircuito de los secundarios de los transformadores de corriente parainyección secundaria de relés.
7.6 MANTENIMENTO, AJUSTE Y PRUEBAS DE CALIBRACIÓN A RELÉS DE PROTECCIÓN.
7.6.1 Procedimiento. En la generalidad de los casos, su mantenimiento puede ser
efectuado en el laboratorio, sin riesgo de disparo, electrocución, etc. Sin embargo, cuando
no existen relés disponibles para su reemplazo, mientras dure el mantenimiento se hace
obligatorio realizarlo en campo, aunque esto signifique desproteger el equipo asociado en
potencia. Esta consideración aunque resulta válida, no es del todo cierta, porque el 95%
de los módulos de línea y de transformación cuentan con protecciones de respaldo para
atender eventualidades de daños y/o mantenimiento de relés. Para los circuitos de
distribución se maneja el concepto de dos protecciones una de fase y otra de tierra,
haciéndole mantenimiento a un relé a la vez o, se utilizan los relés de los módulos de
acople de barras, que servirán de comodín durante todo el ejercicio de mantenimiento.
Para los relés de estado sólido y numérico es necesario, en caso de daño retirarlos y
reemplazarlos o retirar las tarjetas averiadas y cambiarlas por una de iguales
155
características, la mayoría de éstos relés poseen autocomprobación de sus funciones y en
caso de daño generan una alarma sonora que permite establecer la necesidad de
revisarlos y/o cambiarlos.
7.6.2. Recomendaciones prácticas. Antes de realizar alguna prueba sobre cualquier relé,
se debe realizar una inspección visual a cada una de sus partes; si al efectuar dicha
inspección se encuentran imperfecciones de carácter mecánico, estas deben ser anotadas
como observaciones y en lo posible deberán ser corregidas; si por alguna razón, mecánica
o eléctrica, no pueden ser corregidas, el relé deberá reemplazarse, además de rotularlo
con el siguiente enunciado “PARA REVISIÓN”. Anotar todas las imperfecciones que se
encuentren, en lo que se refiere a estado de la caja, tapa y estructura con el fin de ser
cambiados, en su momento.
- Cuando se realice el mantenimiento sobre un módulo de distribución en servicio,
protegidos por relés electromecánicos o de estado sólido, se debe ejecutar relé por
relé, para que el circuito no quede sin protección contra eventuales fallas que ocurran
durante el tiempo que se le haga el mantenimiento. En caso que el circuito este
protegido por relés numéricos sólo e necesario comprobar las señales de entrada de
corriente y tensión y revisar el estado de autocomprobación propio del relé. Las
pruebas de operación del relé se realizan en laboratorio antes de su puesta en servicio,
ya que el fabricante garantiza que son libres de mantenimiento.
- Verificar la información de los catálogos, manuales y planos de control relacionados
con los equipos a probar.
156
- Identificar los puntos de aplicación de corriente alterna.
- Identificar los puntos de salida de los disparos.
7.6.3 Limpieza y ajuste
- Destapar el relé, teniendo cuidado de no accionar con el botón de reposición de la
señalización (Banderolas); los contactos de las bobina temporizada e instantánea. Una
vez destapado el relé, si aplica, extraer el peine de contactos, o abrir todos los codillos
de conexión. En esta condición el relé podrá ser retirado de la caja. Para el caso en
que no tengan peineta por criterio de diseño se deben implementar borneras de
pruebas donde se pueda cortocircuitar la corrientes y abrir las tensiones asilando el
relé para su prueba (caso relés de estado sólido y numéricos).
- Realizar una limpieza a la estructura del relé eliminando toda partícula extraña de
polvo con una brocha y una bayetilla, Luego de realizar esta operación se deberá
hacer un ajuste general de tornillos en los bornes de salida del relé.
- Con un borrador, limpiar los contactos de alarma y disparo, de las unidades
instantánea, temporizada, direccionales, de distancia, diferenciales. Esta acción debe
ser bien cuidadosa para evitar rayar el contacto y sin aplicarle demasiada fuerza, luego
eliminar la capa de grasa que queda en el contacto aplicando un poco de alcohol en su
157
superficie. Eliminar los residuos del borrador que caen en el interior del relé utilizando
la pera neumática.
- En lo que se refiere a la tapa que protege al relé, el vidrio debe ser limpiado con agua,
de tal forma que este no quede opaco y se pueda apreciar hacia el interior del relé
claramente.
- La caja de conexiones del relé debe limpiarse, eliminando las partículas de polvo con
ayuda de la brocha y de la pera.
- También se debe limpiar el peine de contactos o cada codillo, utilizando borrador. Para
eliminar la capa de grasa que deja el borrador, frotar en la superficie del contacto
alcohol con la bayetilla. Eliminar los residuos dejados por el borrador sacudiendo el
peine o con ayuda de la pera para el caso de los codillos.
7.6.4 Relés de sobrecorriente. Son los más sencillos de probar, véase figura 36, aunque
desde hace un tiempo, con la aparición de los electrónicos, los digitales y ahora los
numéricos, esta tarea se ha vuelto más delicada, porque se deben conocer al dedillo los
parámetros propios del relé o de lo contrario se presentaran muchos daños irreversibles,
al observar que internamente son muy delicados y cualquier valor de tensión, corriente,
temperatura, etc., que supere sus especificaciones puede dañarlo.
Por tanto, en la actualidad, sobretodo en lo correspondiente al mantenimiento de
protecciones de tecnología de punta deberá ser ejecutado bajo las recomendaciones del
158
fabricante, ya que se garantiza que son libres de mantenimiento y durante el ejercicio de
recepción de los relés, se deberán ejecutar pruebas de cada una de las funciones que el
relé es capaz de hacer o esta diseñado y rechazar los que vienen en mal estado.
7.6.4.1 Pruebas de relés de sobrecorriente. Existen nuevos equipos para pruebas de
relés, como el PULSAR, OHMICROM, etc., que operan por software, permitiendo realizar
los programas para pruebas de relés con resultados por computador, garantizándose de
esta forma que los errores humanos de lectura, escritura, etc., se minimicen, y los
resultados puedan ser archivados en bases de datos estadísticas, véase anexo I.
Figura 36. Montaje para pruebas de relés de sobrecorriente
Para comprender el manejo de la curva se tiene como referencia varios parámetros: en el
eje de las abscisas se leen los valores de los múltiples del tap de arranque (Corriente de
operación) y en las ordenadas el tiempo al que deben cerrar los contactos fijo y móvil del
disco de inducción, véase figura 38.
El dispositivo temporizador (Disco de tiempo TD o índice de tiempo) en la generalidad de
los casos lleva marcados los números del 1 al 10, con medias divisiones para obtener
159
ajustes más finos; sin embargo existen relés cuya escala es similar pero la numeración va
del 0.1 hasta 1.0 o más. La posición del anillo o disco de tiempo graduado con respecto a
la guía en la parte fija, indica la curva de retardo sobre la cual esta funcionando el relé y
determina, por lo tanto, el tiempo que demora en cerrarse los contactos para una
corriente dada.
Las pruebas se ejecutan sobre las calibraciones encontradas, tanto del disco de tiempo, el
bloque de taps temporizado y del tap del instantáneo, ya que estos ajustes obedecen a un
estudio de coordinación previamente establecido.
Para las pruebas del relé, el disco debe colocarse en la posición encontrada; dicha
operación debe hacerse después que el relé halla sido extraído de la celda.
El relé posee un bloque de taps o tomas de corriente marcadas con números grabados
próximo a los orificios en los cuales debe introducirse la clavija de posición del tap o toma.
Dichos números son 4, 5, 6, 7, 8, 10, 12 y 16, para fase y 0.5, 0.6, 0.8, 1.0, 1.2, 1.5, 2.0 y
2.5, para tierra. Estos números indican la corriente nominal en amperios por encima de la
cual debe operar el relé. Para las pruebas al relé dicha clavija debe colocarse en el tap
encontrado. Esta operación podrá realizarse, si y solo si, el relé ha sido extraído de la caja,
ya que al mover algunos de sus componentes pueden quedar corrientes abiertas, por
ejemplo, al modificar el tap o toma, si se hace con el relé dentro de la caja queda abierto
el transformador de corriente y le causaría lesiones severas a quien este manipulando el
relé.
160
En la parte superior de la bobina de operación instantánea, se encuentra una regleta
marcada con números 20, 40, 60, 80, para fase y 4, 8, 12 y 16 para tierra, cuya función
es eliminar problemas de sobrecorriente presentados durante una falla severa en el menor
tiempo posible, ya que dicha bobina posee una curva de actuación de sus contactos de
tiempo definido, con un valor de ajuste de 40 ms aproximadamente. Para las pruebas al
relé esta regleta debe calibrarse en la posición recomendada por un estudio de
coordinación de protecciones, tanto para fase como para tierra.
En caso que haya que cambiar la sensibilidad de la señalización (Banderolas), por ejemplo
si se encuentra en la posición 2A y es necesario pasarla a la posición 0.2A se procede de
la siguiente forma:
- Retirar el tornillo de la parte superior izquierda de la bobina marcada como "Temp".
- Se coloca este tornillo en la parte inferior derecha, marcada como 0.2
- Se quita el tornillo de la parte superior derecha, marcada como 2.
- Se coloca este último tornillo en la parte superior izquierda, quedando así completa la
operación.
Asegurarse que el relé a probar quede en una posición correcta, esto es, que no presente
ningún grado de inclinación.
161
Al realizar las pruebas de inyección de corriente al relé, revisar que los caminos de
Figura 37. Comportamiento de la curva de los relés de sobrecorriente.
corriente formen un lazo cerrado y los puntos de conexión estén perfectamente ajustados.
Cada vez que se vaya a realizar alguna calibración al relé, confirmar que el equipo de
prueba no este inyectando corriente.
Si durante la realización de las pruebas al relé se encuentran deficiencias que no pueden
ser corregidas de manera inmediata o si el daño es irreversible, reporte la anormalidad y
marquille el relé con una aviso que indique: “PARA REVISIÖN” o “DAR DE BAJA”.
162
Al terminar las pruebas al relé se verifica que las calibraciones actuales correspondan con
las encontradas antes del mantenimiento. En caso contrario, ajustar de acuerdo con lo
señalado en el estudio de coordinación de protecciones.
7.6.4.1.1 Prueba de corriente de arranque o pick-up del relé. Estas pruebas son validas
para todo tipo de relés.
- Tomar datos de las características del relé.
- Tomar datos de las calibraciones encontradas.
Después de haber identificado los terminales de corriente y de disparo temporizado del
relé (según manual y/o planos) y de realizar el siguiente circuito, véase figura 38.
Figura 38. Modelo de un relé IAC, marca General Electric, cuya salida de corrientecorresponde a los puntos 5 y 6.
163
Donde:
IND = Unidad de inducción
INST = Elemento instantáneo normal
I = Equipo inyector de corriente
A = Amperímetro externo al equipo, para mayor precisión de la medida.
Si el equipo es digital, mostrará en el monitor, el valor de corriente aplicada.
Con una fuente variable de corriente A.C., inyectar corriente hasta que el disco de
inducción de arranque comience a moverse, o la señalización del led de arranque por
temporizado encienda (relés numéricos y estado sólido). Verificar este valor con la
calibración del Tap del temporizado, el relé debe arrancar con una corriente por encima
del ajuste con un error máximo del 5%. Si el disco de inducción arranca antes del valor
nominal, o mucho después de este valor, podrá ser corregido variando la posición del
anillo soporte del muelle espiral ubicado en la parte superior del disco de inducción. Este
anillo se puede girar en uno u otro sentido, aumentando o disminuyendo la tensión del
muelle espiral, con lo cual se modifica el par antagonista, variando también la corriente de
arranque. Mirando el relé desde su parte superior, si se gira el anillo en el sentido de las
agujas del reloj, la corriente de operación disminuye; si se gira en sentido opuesto la
corriente de operación aumenta. Esto permite ajustar el relé a los valores nominales del
164
tap del temporizado. Para los relés de estado sólido se varia el potenciometro de ajuste
del tap hasta conseguir el arranque deseado. En los relés numéricos el ajuste se realiza
por programación mediante computador o por medio de la pantalla en la parte frontal del
relé si éste la posee y sus características deben ser 100% confiables
7.6.4.1.2 Calibración de la curva de operación del relé. Una vez calibrada la corriente de
arranque, se deberá verificar la curva de operación del relé, inyectando valores de
corriente de dos, cinco y diez veces la de arranque o pick-up a través de los terminales de
corriente; teniendo en cuenta que para realizar esta prueba, se debe conectar la salida de
disparo temporizado a los puntos del equipo que miden el tiempo, de esta manera, se
mide el tiempo de operación del relé y adicionalmente detiene la inyección de forma
inmediata, evitando cualquier sobre carga para el relé.
Como primer paso, inyectar corriente de magnitud dos veces el valor de la arranque, sin
conectar los terminales de disparo del relé al temporizador del equipo. Apagar la fuente de
inyección de corriente del equipo. Conecte los terminales de disparo a la unidad de
registro de tiempo del equipo. Encender la fuente de inyección de corriente. Tomar el
valor que aparece en el monitor de la unidad de tiempo. Verificar este valor con las curvas
típicas de actuación del relé.
En caso que los valores dados por el equipo, en lo que se refiere a tiempos, no
concuerden con la curva; ya sea que estén por debajo o por encima del valor teórico;
pueden ser corregidos de la siguiente forma:
165
Para relés electromecánicos, si los valores de tiempo están cercanos al valor teórico, el
problema podrá ser solucionado simplemente utilizando un destornillador en el contacto
fijo del disco de inducción del relé, si se gira este tornillo hacia a la derecha se aumentará
la distancia de recorrido del disco, y por lo tanto el tiempo de unión de los contactos
aumenta, si se gira hacia la izquierda disminuye la distancia de recorrido, por lo cual el
tiempo se vería disminuido. Al realizar esta operación se debe inyectar corriente
nuevamente, e ir tomando lectura del monitor de tiempos del equipo, hasta que este valor
obtenido, éste dentro de un error de 5% frente al teórico esperado, véase figura 39.
Figura 39. Aplicación de corriente de 2 y 3 veces la corriente de arranque del relé yverificación de los tiempos de operación.
Si los valores de tiempo están bastante alejados del teórico, entonces se podrá solucionar
este problema acercando o alejando el imán freno de la base en que se encuentra
atornillado. Si se atornilla, es decir si acerca el imán, el disco de inducción, éste se frenará
166
y aumentará el tiempo de recorrido. Por el contrario, si se aleja el imán el disco se
desplazará más veloz y el tiempo de recorrido será menor.
Cuando los tiempos de actuación del relé se ajusten a lo teórico, anotar este valor en el
protocolo de pruebas.
Para los relés de estado sólido si tiene problemas de operación se debe manipular el
potenciometro del dial hasta ajustar los tiempos deseados.
Para los relés numéricos el resultado de los tiempos debe tener un error menor al 3%.
Efectuar el mismo procedimiento con 5, 8 y 10 veces la corriente de arranque o pick-up,
registrando en el protocolo los resultados obtenidos, siempre que hayan sido confrontados
y se ajusten a los valores de la curva teórica.
7.6.4.1.3 Unidad instantánea. Inyectar pulsos de corriente desde un valor ligeramente
inferir al ajuste de prueba (por ejemplo 80 % ) y con cada nuevo pulso incrementar el
valor en un 5%, es decir 80%, 85%, 90%, 95%, 96%, 97%, etc., hasta que se cierren los
contactos de disparo. Su activación debe darse entre el 100 y 110 % del valor de ajuste.
Una vez determinado el valor de operación conectar los contactos de disparo del relé al
registrador de tiempo del equipo de pruebas e inyectar de nuevo y determinar el tiempo
de cierre de los contactos. Registrar los valores de corriente y tiempo.
167
7.6.4.1.4 Banderola (aplica para relés electromecánicos). Inyectar corriente AC, por
ejemplo la de arranque, para la cual el relé cerrará sus contactos. Una vez ocurra esto,
inyectar una corriente D.C. incrementándola desde cero, hasta que la banderola caiga,
registrar el valor de operación, que debe estar entre +/-10% del valor de ajuste. Apagar
las fuentes de AC y DC.
7.6.5 Relés de sobrecorriente direccional (aplica para todo tipo de relés)
7.6.5.1 Pruebas. Para las pruebas correspondientes a las unidades de sobrecorriente
tanto temporizada como instantánea y de banderolas, aplica lo indicado en el numeral
7.6.4. Adicional a estas pruebas debe considerarse la unidad direccional, cuya operación
da permiso para los disparos por sobrecorriente temporizado e instantáneo. Por tanto,
cada unidad deberá ser verificada en conjunto con la unidad direccional.
7.6.5.1.1 Unidad direccional. Ubicar los puntos de inyección de voltaje en el relé y aplique
una tensión de máximo 10 voltios A.C. Variando el ángulo se encontrara la zona de
operación y el ángulo de par máximo. Estos valores deben corresponder con los
recomendados por el fabricante de la protección. La unidad direccional tendrá un ángulo
de par máximo diferente para fase y para tierra. Este procedimiento se desarrolla de
manera automática con los equipos para pruebas por software y los resultados
presentados por computador, véase anexo J, y figura 40.
168
Figura 40. Relé de sobrecorriente direccional de fases y tierra
7.6.6 Relé de distancia. Para la ejecución de las pruebas se debe contar con las
memorias de cálculo que soporten los ajustes a los que se debe probar el relé. Con base
en estas memorias se calculan las corrientes de pruebas para falla monofásica, bifásica y
trifásica.
Adicionalmente, se deben identificar los puntos de inyección de corrientes, de voltaje y las
salidas para los disparos.
7.6.6.1 Falla monofásica. Esta prueba aplica para relés numéricos y de estado sólido ya
que los relés electromecánicos, en su gran mayoría, no ven fallas a tierra, algunos de
estado sólido como el SLY de la Whestinghouse, no ven falla a tierra, Véase figura 41.
169
Para la prueba se utiliza un equipo preferiblemente digital trifásico, manejable a través de
un computador por ejemplo, un equipo Pulsar de la AVO MULTIAMP, programando la
prueba así:
En la fase fallada, supongamos sea la A, se aplica un voltaje del 10 al 20% del voltaje
nominal secundario fase – tierra y un ángulo de cero grados. Las otras dos fases
funcionaran con el voltaje nominal fase - tierra y el ángulo de desfase correspondiente, es
decir, 240 grados para la B y 120 grados para la C (secuencia positiva). En cuanto a la
corriente se aplicará sobre la fase fallada la magnitud obtenida de los cálculos y el ángulo
será el correspondiente a la impedancia de la línea, asumiendo una falla sólida a tierra,
esto es, de 75 a 80 grados en atraso. Las otras dos fases tendrán un atraso en el ángulo
frente al voltaje de la misma fase que corresponderá a la carga (típicamente 30 grados en
atraso), así, para la fase B, tendremos 210 grados y para la fase C, 90 grados.
Para simulaciones diferentes, esto es, con fallas de alta impedancia se calculará el valor de
la corriente con base en la impedancia total (línea + resistencia de falla) y el ángulo
obtenido será el de la corriente. Obviamente, el ángulo de la corriente estará en atraso
frente al voltaje.
Los protocolos corresponden a lo existentes en los programas de computo. Véase anexo K
170
Figura 41. Diagrama para prueba de falla monofásica relé de distancia.
7.6.6.2 Falla bifásica. Para esta simulación, se aplican en las fases falladas voltaje del 10
al 20 % del nominal fase – tierra con el desfase correspondiente, esto es, 0 grados para la
fase A y 240 grados para la B, la fase C, tendrá el voltaje nominal fase – tierra con un
desfase de 120 grados. Las corrientes provendrán de los cálculos y los ángulos estarán en
desfase de 180 grados uno del otro, así, la fase A tendrá un ángulo de 285 grados, la fase
B tendrá 165 grados y la fase C el ángulo de carga, esto es, 30 grados en atraso frente al
voltaje de referencia, lo cual significa 90 grados en el diagrama fasorial, véase figura 42.
7.6.6.3 Falla Trifásica. En esta condición, los tres voltajes se presentan entre el 10 y el
20 % del nominal fase – tierra a 0, 240 y 120 grados y las corrientes 75 grados en atraso
con respecto a cada voltaje de fase en secuencia positiva. Véase figura 43.
171
Figura 42. Diagrama para prueba del relé de distancia
Figura 43. Fallas aplicada y característica de operación relé de distancia
172
7.6.6.4 Relé diferencial de transformador. El principio de operación de la mayoría de los
relés diferenciales de transformador, es porcentual. Véase figura 44.
Como primer paso, ubicar los catálogos correspondientes e identificar los puntos de
conexión y de disparo en el relé.
En segundo lugar calcular con base en la información relacionada con CT’s, potencia del
transformador y conexión secundaria, las corrientes vistas por el relé, tanto la
correspondiente al lado de AT como la de MT. Adicionalmente con base en los máximos
niveles de cortocircuito en barras de la subestación, determinar la corriente pasante mas
severa, para la cual no debe operar el relé.
Con estos valores de cálculo, se procede a confrontar los ajustes existentes y a reajustar si
es necesario, previo a la prueba.
7.6.6.4.1 Corriente de operación ( Ipick-up). Antes de realizar las prueba anotar todas las
calibraciones encontradas del relé. Si los cálculos arrojan cambios, registrarlos, haciendo la
respectiva observación en la bitácora de la subestación.
Identificar los puntos de entrada de las corriente secundarias, provenientes de AT y MT y
el punto de retorno, los de alimentación y los de disparo.
173
Inyectar corriente entre el punto de entrada para AT y el de retorno, arrancando desde
cero hasta alcanzar el valor de operación, al cual debe operar la unidad de disparo.
Registre este valor, si la prueba se esta desarrollando con un equipo convencional.
Ahora inyectar entre el punto de entrada para MT y el retorno, hasta obtener el valor de
disparo.
7.6.6.4.2 Restricción de armónicos. Para esta prueba se necesita un equipo inyector con
dos fuentes de corriente una para señal de corriente AC con la frecuencia fundamental (60
Hz) y la otra con la frecuencia del segundo armónico (120 Hz). Colocar las dos fuentes en
paralelo y conéctelas a los terminales del numeral anterior, primero para el de AT y
después para el de MT. La señal de segundo armónico ajustarla a una magnitud de un (1)
amperio AC. La señal de corriente, con frecuencia fundamental se varia desde cero hasta
alcanzar el valor mínimo de operación del relé. Con estos resultados calcule el porcentaje
de restricción del relé, con base en las formulas descritas en el manual del fabricante.
Dicho valor debe estar entre el 19 y 21 % .
De manera similar se verifica con el punto de MT.
7.6.6.4.3 Porcentaje de pendiente (SLOPE). Como la mayoría de los transformadores
tienen cambiador de tomas operable bajo carga y su rango de operación es de +/- 10%,
del error de ajuste proveniente de los taps, de la relación de CT’s y del inherente al ser
humano, se considera un valor del 25% como un ajuste apropiado para los relés
electromecánicos. Los relés modernos, tienen tres (3) rangos de pendiente sobre los que
174
trabaja dependiendo de las condiciones operativas de la red, ajustando el disparo a la
existente. Obviamente, será necesario calibrar por software los datos de los ajustes para
estas condiciones.
7.6.6.4.4 Corriente pasante (Ip). Conectar el equipo para pruebas a los terminales para
AT y MT, e inyecte una corriente secundaria correspondiente al máximo corto circuito
sobre el nodo donde va operar. Como la corriente entre por el terminal de AT y sale por el
de MT, no deberá operar el relé.
7.6.6.4.5 Corriente Instantánea. Calcular el valor de falla interna mínima que podría
circular por el devanado de AT, bajo una condición de daño en el transformador y ajuste
el relé a ese valor. Como la corriente circulara entre el punto de AT y el común, operara el
relé.
Realizar mismo ejercicio para MT.
Figura 44 Pruebas al relé diferencial de transformador
175
7.6.6.4.6 Relé diferencial de barras. El principio de operación de este dispositivo en la
generalidad de los casos es del tipo alta impedancia, sin embargo los hay de porcentaje.
Véase figura 45.
Por tanto deberán identificarse los puntos de inyección de corriente secundaria, la cual
será de unos pocos miliamperios, considerando que tendrá al frente una impedancia
variable, ajustada al valor de voltaje mínimo que debe ser superado para que opere. Este
valor debe ser calculado con base en el nivel máximo de corto externo a la zona
protegida. Así, se evita que haya disparo de la protección por fallas fuera de su zona.
La figura 45, muestra una inyección primaria de corriente, la cual se realiza durante el
ejercicio de pruebas para puesta en servicio, se conecta una fuente de 20V – 200 A sobre
una línea llamada referencia, la barra debe estar completamente desenergizada y los
interruptores abiertos, se realiza un corto circuito con pértigas dentro de la zona de los
CT´s, la protección debe disparar, luego se realiza el corto fuera de la zona de los CT’s, la
protección no debe operar.
Al inyectar la corriente, operara el relé, debiéndose colocar los puntos de disparo al
registrador de tiempo, para medir su rapidez de respuesta.
Registrar los valores de corriente y voltaje de operación y tiempo de respuesta del relé.
176
Figura 45. Prueba a relé diferencial de barras
7.6.6.4.7 Relé de baja frecuencia. Este relé esta instalado en las celdas de distribución.
Como en todos los casos anteriores, se deben identificar los puntos de disparo para las
diferentes etapas de frecuencia. Los ajustes para este relé, obedecen a los estudios de
estabilidad que realiza el Centro Nacional de Despacho, con el fin de determinar rangos de
frecuencia, tiempo de disparo y potencia mínima a deslastrar.
Como base en esta información las compañías determinan que circuitos y en que etapa de
frecuencia serán deslastrados para cumplir con las cuotas establecidas por el CND.
Inyectar el relé, utilizando una fuente de frecuencia variable, capaz de suministrar la
tensión de red, vista en el secundario de los PT’s, para diferentes frecuencias,
comenzando con la primera etapa de deslastre que tenga programada.
177
Se aplica la tensión a la frecuencia nominal y después se varia la frecuencia de manera
súbita al valor de ajuste del relé, registrando el tiempo de respuesta, el cual debe
corresponder con el ajustado.
Para cada etapa, realice el mismo ejercicio.
7.6.6.4.8 Relé de bajo voltaje. Este relé se encuentra ubicado en las celdas de
distribución. El ajuste para estos relés, también obedece a estudios del CND, que
determinan cual será el valor mínimo de tensión permitido, después del cual se presentara
disparo por bajo voltaje.
Identificar los puntos de aplicación de voltaje y de disparo del relé.
Usando una fuente de voltaje, aplicar el voltaje nominal fase – fase o fase – tierra, el que
corresponda de acuerdo con las características del relé y luego varíe de manera súbita su
magnitud al valor de disparo y mida el tiempo de operación del relé.
7.6.6.4.9 Inyección primaria de corrientes. Aplica lo correspondiente al capítulo 5,
numeral 5.1.7.
7.6.6.4.10 Relé de supervisión circuito de disparo. Este relé supervisa la bobina de
disparo del interruptor, tanto en posición cerrado como, en posición abierto, por lo tanto,
es necesario verificar ambos caminos, se identifican los puntos de bornera en el tablero y
se retiran, uno por uno, los conductores que vienen de la bobina de disparo, comprobando
178
la activación del relé, alarma sonora y la señalización en el anunciador de la subestación,
la prueba debe realizarse para los módulos de línea, transformación y celdas de
distribución, véase figura 46.
Figura 46. Relé de supervisión circuito de disparo, posición de interruptor abierto
7.6.6.4.11 Pruebas adicionales. Aplican las pruebas del capítulo 4, numerales 4.2.2.1.13 al
4.2.2.1.22. además, se realizan las comprobaciones de la lógica funcional utilizando los
planos e identificando en ellos cada uno de los diferentes circuitos de control realizando
pruebas de continuidad de los conductores que entrelazan los diferentes dispositivos
verificando, el correcto funcionamiento de selectores y pulsadores y sus respectivas
posiciones de acuerdo con el diseño, verificando adicionalmente que las lamparas e
indicadores den correctamente la indicación para la cual fueron provistos, se verifica el
correcto ajuste de las puertas de las celdas y subpaneles y la correcta marcación de cada
uno de los equipos instalados en cada panel. Cuando se éste verificando la actuación de
179
los equipos de protección relés, interruptores termomagnéticos verificar la ocurrencia de la
alarma sonara y su correcta anunciación luminosa en el panel de anunciación de la
subestación. Se debe verificar con un megómetro de 500 V, la resistencia de aislamiento
de los conductores de conexiones externas de los tableros y celdas, con todos estos
circuitos desenergizados debe ser mayor a 100 Mohm, cabe aclarar que deberán soltarse
las conexiones a tierra.
7.7 MANTENIMIENTO GENERAL DE BANCOS DE BATERÍAS
7.7.1 Normas de seguridad. Deben considerarse las normas señaladas en el capítulo 2
que apliquen.
7.7.2 Recomendaciones prácticas. Evitar fumar o producir algún tipo de chispa durante la
realización de los trabajos de mantenimiento.
Utilizar la dotación apropiada.
7.7.3 Limpieza y mantenimiento. Dentro del mantenimiento de baterías, se debe
considerar la limpieza a las instalaciones físicas y de cada una de las celdas del banco y
por lo tanto se deben considerar los siguientes materiales, instrumentos y equipos:
- Escoba
- Estopa
- Bayetilla
180
- Agua destilada para baterías
- Jarra y embudo.
- Hidrómetro
- Bicarbonato de sodio
- Vaselina
- Equipo de impedancia similar a referencia 246001, número de serie 4370,
marca BITE.
- Multímetro digital
- Los valores de densidad para una correcta operación de una batería deben oscilar
entre el rango 1200 a 1240 gramos/cm, dependiendo de la temperatura del medio
ambiente e interna de la batería.
- El voltaje nominal por celda oscila entre 2.16 y 2.22 voltios DC, en flotación y de 2.33
voltios DC, en igualación.
- Como primera medida, realizar la limpieza del cuarto y de cada una de las celdas, para
lo cual se deberá desconectar el banco de la red, abriendo el breaker instalado en el
cuarto de baterías.
- Si se observa que alguna de las celdas presenta sulfatación en sus bornes, aplicar una
solución de bicarbonato de sodio y agua sin permitir que caiga dentro de la celda.
Recordar que esta solución reacciona con el azufre formando sales y por lo tanto la
batería resultará dañada.
181
- Limpiar cada celda con estopa y bayetilla y agregar vaselina en los terminales o bornes
de cada batería.
- Tomar lectura del voltaje, densidad e impedancia de cada celda, además de la
impedancia de cada pase de interconexión y se debe regístrar en el protocolo
correspondiente. Si observa algún comportamiento atípico se regístra en las
observaciones.
- Agregar agua hasta el nivel máximo de cada celda.
- Cerrar el breaker ubicado en el cuarto de baterías y colocar el cargador en carga de
igualación, durante 2 horas.
- Tomar la lectura en el cargador de voltaje VAC y corriente DC, antes y después del
mantenimiento.
- Tomar lecturas de tensión VDC, positivo a tierra y negativo a tierra en el cargador de
baterías.
- Tomar la lectura de tensión VDC en bornes del banco de baterías.
- Desconectar el cargador de baterías, esto es, dejar el cargador sin alimentación AC,
verificar si al desconectar el cargador, aparece la alarma por falla en alimentación AC.
182
7.7.3.1 Prueba de impedancia. Conectar el equipo de impedancia a una fuente de 120
VAC, conectar los caimanes del equipo, positivo (cable rojo) negativo (Cable negro), a los
bornes de salida del banco de baterías positivo a positivo y negativo a negativo.
Conectar las puntas de las pistolas que el equipo trae a la pinza de medida.
Colocar la pinza de medida del equipo de impedancia a uno de los pasos, anotando este
paso como referencia.
Encender el equipo, recordar que antes de encender el equipo deberán estar conectados
los cables que van hacia las baterías al terminal J2 del mismo, Esperar que la señal
luminosa que se encuentra debajo del amperímetro encienda. Una vez el equipo este listo,
colocar las pistolas del equipo en los bornes (Positivo y negativo) de la batería marcada
como "1", hacer presión sobre los bornes de la batería de tal forma que las puntas de la
pistola se hundan en su totalidad, tomar la lectura dada por la pinza, dicho valor deberá
ser menor a la impedancia prescrita por el fabricante. Esta operación debe ser realizada
para la totalidad de las baterías. Una vez terminada y anotadas las lecturas del banco en
general, proceder a tomar lectura de los pasos o uniones entre baterías de la siguiente
manera: Paso entre la batería 1 y la batería 2, el paso entre la batería 2 y la batería 3, el
paso entre la batería 3 y la batería 4 y así sucesivamente hasta tomar la lectura del paso
de la batería 59 a la batería 60. Para los pasos anteriores se deberán anotar todas las
imperfecciones y observaciones encontradas tanto en las lecturas como en el estado de
deterioro del banco de baterías.
Apagar el equipo de impedancia y desconecte los caimanes del banco de baterías.
183
7.7.3.2 Pruebas de descarga. Se desconectan las conexiones al cargador de baterías, se
registra la tensión de cada celda y en terminales del banco dejando el banco en este
estado durante dos horas. Luego se conectan impedancias de carga, tomando lectura con
un multímetro hasta que la corriente que circula sea igual a 1/8 de su capacidad en
amperios. Se deja descargar el banco registrando cada hora temperatura del electrolito,
densidad de las celdas, tensión de cada celda, tensión total del banco y corriente de
descarga. La prueba debe finalizar cuando la tensión en alguna celda sea igual o inferior a
la mínima tensión o se cumplan 10 horas de descarga. Se registran todos los valores antes
mencionados y se da proceso de carga de las baterías de acuerdo con las prescripciones
del fabricante tomando datos cada hora de los parámetros antes mencionados.
7.7.4. Pruebas al cargador de baterías. Se deberán verificar El estado de los instrumentos
de medida, verificar las salidas de corriente hacia las baterías, revisando que sean las
requeridas por el banco e baterías. Se verifica, con el cargador y las baterías sin
conectarse al sistema de corriente continua, la tensión en posición flotación debe ser la
que solicita el fabricante de las baterías, después se conectan al sistema de distribución de
corriente continua haciendo circular la corriente nominal del cargador, tomando las
lecturas de tensión en los terminales de la batería. Comprobar la ocurrencia de alarma
sonora y señal al anunciador, cuando los elementos de protección del cargador se
accionen. Se verifica que la refrigeración o ventilación natural del cargador no se
encuentre obstruida o fuera de operación. Se deben verificar lo prescrito en capítulo 4,
numerales 4.2.2.1.13 al 4.2.2.1.22. Adicionalmente se verifica que al estar en operación el
cargador en igualación una vez transcurrido el tiempo ajustados pasa automáticamente a
flotación y viceversa.
184
7.8 Mantenimiento de celdas de 11.4 kV.
7.8.1 Resistencia de aislamiento. Se mide con megómetro de 500 V entre la carcaza y
cada uno de los circuitos, todos los valores resultantes deben ser mayor a 100 Mohm,
exceptuando los que se encuentren aterrizados.
7.8.2 Interruptores. Se verifica que las bobinas de apertura y cierre actúen al 80% de la
tensión nominal.
7.8.3 Presión de SF6. Comprobar los bloqueos del interruptor por baja presión de gas,
para los interruptores de aire comprimido verificar los presóstatos de indicación de aire
que estén dentro de los parámetros prescritos por el fabricante.
7.8.4. Resistencia de bobinas. Se mide con un multímetro la impedancia de la bobina de
apertura y la de cierre de cada uno de los interruptores, deben estar dentro de los
parámetros del fabricante.
7.8.5 Tiempo de apertura y cierre. Se mide el tiempo de energización de la bobina y la
operación del interruptor con respecto a los contactos principales. Adicionalmente, se
verifica el correcto conteo del contador de operaciones y se verifica la correcta
señalización mecánica de posición.
7.8.6 Estanqueidad. Comprobar que durante 3 días no hay fugas del dieléctrico si aplica.
185
7.8.7 Pruebas adicionales. Se verifica que todos los bloqueos de cierre o de disparo operen
correctamente, al darle orden de mando local o remoto, registrando si la señalización de
posición actua y hay señales hacia la RTU. Es necesario verificar tensión y corriente del
motor del cargador del resorte y su correcta indicación de resorte cargado o descargado,
revisando la ocurrencia de alarmas sonoras y anunciación. Revisar la correcta lubricación
de las partes mecánicas sometidas a fricción y el correcto aterrizaje del equipo.
7.8.8 Transformadores de corriente. Aplica lo prescrito en el capítulo 5, numeral 5.1.
7.8.9 Transformador de potencial. Aplica lo prescrito en el capitulo 5, numeral 5.2.
7.8.10 Resistencia de aislamiento de pararrayos. Verificar con megómetro de 1000V del
circuito principal con el interruptor más cercano.
7.8.11 Protecciones. Para la protecciones de sobrecorriente aplicar lo del numeral 7.6.4,
relés de baja frecuencia numeral 7.6.6.4.7 y relés de bajo voltaje numeral 7.6.6.4.8.
7.8.12 Instrumentos de medida. Aplica lo prescrito en el capitulo 7 numerales 7.5.1.1,
7.5.1.2 y 7.5.1.3.
7.8.13 Otras pruebas. Aplicar lo prescrito en el capítulo 4, numerales 4.2.2.1.13. al
4.2.2.1.22 y el capítulo 7, numeral 7.6.6.4.9.
Se deben realizar las pruebas recomendadas por el fabricante de relés, celdas, cargadores
de baterías y las baterías, que no se encuentran incluidas en este proyecto.
186
8. MANTENIMIENTO PREDICTIVO EN SUBESTACIONES DE POTENCIA
Producto de las nuevas medidas gubernamentales, relacionadas con la calidad del servicio
al usuario, se ha desarrollado el mantenimiento predictivo a los equipos en servicio, con el
fin de minimizar el número y tiempo de interrupción por mantenimiento programado y
detectar fallas incipientes o deterioros progresivos de los equipos, con base en revisiones
permanentes de componentes como el aceite y el papel aislante, en el caso de los
transformadores de potencia; calentamientos anormales de las partes de los equipos de
potencia, medida y protección; las pérdidas o fugas dieléctricas y la detección de ruidos
anormales al interior de los equipos, que son determinantes en la vida de los mismos.
Por lo anterior, las compañías, han intensificado este tipo de mantenimiento, primero con
la adquisición de equipos de última tecnología capaces de identificar problemas a partir de
los resultados de las pruebas de laboratorio realizadas a los equipos.
Por esto, hoy por hoy, las compañías realizan el mantenimiento predictivo, con el equipo
en servicio, a través de pruebas de análisis cromatográfico y de gases disueltos en aceites
dieléctricos; por termovisión mediante la detección de puntos calientes sobre los equipos
de potencia, medida, control y protección y a través de la ecografía, esta última en
desarrollo, por cuanto se está preparando el personal para su manejo e identificación de
los problemas, causas y orígenes.
187
Con el equipo fuera de servicio, se determina el estado del aislamiento con el equipo para
medida de factor de potencia y tangente delta, mediante programas de mantenimiento a
equipos como transformadores de potencia, de corriente y de tensión; interruptores de
potencia, pararrayos, etc., que han permitido detectar deterioros prematuros de éstos
equipos, deteniendo su envejecimiento frente al tiempo esperado de servicio.
Igualmente, se han desarrollado las bases de datos para el registro histórico de equipos
con mantenimiento realizado.
Es así, como en la actualidad se adelanta el mantenimiento predictivo por actividades,
como sigue:
8.1 TERMOVISIÓN
La mayoría de los problemas en los equipos eléctricos son detectados por inspecciones
visuales cuando ya ha alcanzado un grado de desarrollo muy avanzado, por lo cual, se han
diseñado equipos que, en función de la teoría térmica, pueden llegar a detectar
problemas, casi desde los comienzos del mismo y lo que es más importante, sin necesidad
de desenergizar los equipos. La temperatura se relaciona directamente con la calidad de
funcionamiento del equipo, suministra indicios acerca de la eficiencia de su operación y,
por ende, permite predecir problemas que afectan la integridad del equipo.
La termografía infrarroja se basa en la relación existente entre la temperatura de un
cuerpo y la energía que este emite, por lo tanto, se deberán tener límites dentro de los
188
cuales, se espera que se encuentren las lecturas, así como también las características del
objeto cuya temperatura se va a medir.
En general la potencia eléctrica representada por I2R genera, adicionalmente pérdidas,
esfuerzos térmicos sobre los equipos involucrados, por lo cual, sus niveles deben ser los
más bajos posibles. El aumento de corrientes debidas a sobrecargas, cortocircuitos, fallas
en los aislamientos, descargas atmosféricas, fallas en la refrigeración (generadores,
transformadores), disminuyen la calidad del comportamiento del equipo en condiciones de
servicio, aunque los equipos se especifican para cumplir con los esfuerzos anteriormente
mencionados. Las pruebas de laboratorio efectuadas por los fabricantes deben arrojar
resultados aceptables, sobre todo las partes que son de contacto eléctrico, ya que la alta
impedancia en contactos eléctricos aumentan la resistencia eléctrica aparente produciendo
sobretemperaturas en puntos aislados, que en condiciones de falla pueden causar daños
graves en el aislamiento o producir fallas de cortocircuito que dañan parcial o totalmente
el equipo. En general, la elevación de la temperatura de operación por encima de la de
diseño trae como consecuencia la destrucción gradual de los aislamientos. Los
transformadores de potencia poseen medidores que controlan la temperatura, por lo cual,
se recomienda realizar lecturas de operación baja, media y alta de capacidad nominal con
el fin de detectar sobrecalentamientos indeseados con la posibilidad de alarma y
desconexión del equipo.
Equipos como CT’s, PT’s, seccionadores, pararrayos no poseen dispositivos de
protecciones, por lo cual, se hace necesario la realización de verificaciones periódicas que
189
permitan obtener datos confiables acerca de su comportamiento térmico a través del
tiempo y bajo condiciones de alta, media y baja cargabilidad.
Por lo anterior, las compañías además, de un plan de mantenimiento preventivo y
programado, deben incluir las inspecciones termográficas, para tal fin, deben contar con
un equipo de termovisión. La forma de inspección por contacto exige que el equipo o los
equipos se encuentren desenergizados, adicionalmente exige la inversión de gran tiempo
durante el cual se deja de suministrar energía, dando lugar a penalizaciones de acuerdo
con el código de distribución de energía eléctrica.
Al utilizar equipos de medición sin contactos, basados en el principio de detectar la
radiación infrarroja que emite cualquier cuerpo, la lectura directa es obtenida en un
monitor y/o en forma gráfica, con capacidad de almacenamiento de la información
resultante, lo cual es una gran ventaja ya que la inspección es muy rápida. Dicho principio
parte de que todos los objetos a una temperatura mayor del cero absoluto emiten energía,
la cual se incrementa si el objeto se encuentra a una temperatura cada vez más alta.
La intensidad de la energía radiada por un cuerpo a una temperatura dada, varia a lo
largo del espectro electromagnético., como se puede observar en la figura 47, donde se
muestran las curvas de intensidad de radiación para un cuerpo negro a dos temperaturas
diferentes.
Los termovisores son sistemas generadores de imágenes que se componen, en general,
de una unidad de cámara y una unidad de vídeo, la unidad de cámara encierra un
190
receptor óptico, mecanismos de barrido vertical y horizontal, detector y recipientes y
poseen lentes para adecuar el campo de visión de acuerdo con las necesidades de cada
observación.
Inicialmente, las imágenes son mostradas en blanco y gris pudiendo, también, ser
convertidas en imágenes a color. El registro de las imágenes térmicas generadas, puede
ser analógico o por medio de vídeo que permiten el acoplamiento a un sistema de
programación para procesar la información.
El principal recurso utilizado en la medición de temperatura está en función de Isotermas
a través de las cuales se determina la intensidad de las señales seleccionadas,
presentando una imagen térmica con mayor brillo, los recursos de procesamiento
destinados a la realización de análisis de imágenes térmicas se destacan las siguientes
funciones:
Perfil térmico: mide la variación de intensidad de la señal a lo largo de una línea
seleccionada.
Selección de la muestra: permite la imitación de muestras en la imagen, las cuales pueden
variar en forma y tamaño de acuerdo a las características del área a ser cubierta para el
estudio.
Amplitud térmica: realiza la medición de valores máximos, medios y mínimos de intensidad
de señal en una imagen o muestra seleccionada.
191
Análisis de áreas térmicas: posibilita la determinación de relación entre un número de
puntos que hacen parte de determinada franja de intensidades con relación a un total de
puntos que componen la imagen o muestra seleccionada.
Histograma: representación gráfica de los resultados.
8.1.1 Medidas y observaciones. Para la realización de las pruebas termográficas se puede
utilizar un equipo de termovisión, el cual puede ser similar a las siguientes características:
Detector infrarrojo: Indio – Antimonio.
Respuesta espectral: 3 – 5.6 Micrones.
Sensibilidad: 0.10 a 30ºC
Campo de frecuencia: < 5 Hz.
Potencia de resolución: 100 elementos por línea.
Línea de frecuencia: 2500 Hz.
Líneas por campo: 280
Nivel de apertura: 4
192
Filtros infrarrojos: 8 intercambiables.
Temperatura de operación: - 15ºC a 55ºC
Modos de color: Normal, invertido, negro, gris
Rango de temperatura: - 20ºC a 800ºC (capacidad 1600ºC con filtros).
Tamaño de la imagen: 50 X 50 mm.
Rango térmico: 9 calibraciones, desde 2 hasta 1000 In.
Cámara fotográfica: con sincronizador para exposiciones electrónicas.
Lentes: 7º - 12º - 20º
La inspección termográfica en subestaciones de potencia, abarca los siguientes elementos:
Pararrayos, trampas de onda, seccionadores de línea y barraje, transformadores de
corriente, interruptores de potencia, barraje, transformadores de potencial, salida de
circuitos de media tensión, la instrumentación de medida, los equipos de control y los de
protección y el conexionado general.
193
El método utilizado para obtener los valores de temperatura de un objeto es el método
directo, donde los objetos se comportan como “cuerpos negros” es decir que su
emisividad es uno (1) lo cual es ideal, por otro lado se asume que no existe ningún agente
externo, tal como temperatura ambiente, porcentaje de vapores de agua en la atmósfera,
agua, bióxido de carbono, velocidad del viento, distancia al objeto, etc. Que influyan
directamente sobre el cuerpo en estudio. Los datos suministrados deben ser corregidos de
acuerdo al régimen de carga a que los elementos están sometidos según cuadro 10:
Cuadro 10. Factor de corrección de acuerdo con el régimen de carga
FACTORES DE CORRECCIÓN PARA CARGACARGA (%) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50
FCC 1 1.11 1.23 1.38 1.56 1.77 2.00 2.37 1.78 3.30 4.00
Para clasificar la secuencia de las fallas encontradas el valor corregido obtenido se ubica
dentro de su rango y la prelación de corrección de los mismos se efectúa de acuerdo con:
Si: ∆T < 20ºC bajo control
20ºC < ∆T < 120ºC próximo a mantenimiento programado.
∆T > 120ºc mantenimiento correctivo inmediato.
Siendo ∆T la diferencia de la temperatura entre el cuerpo caliente al 100% de la carga y la
temperatura normal de operación calculada al 100%. Véase figura 47.
194
Figura 47. Factor de corrección de la temperatura bajo condiciones del 100% de carga
Donde:
TCC: temperatura del cuerpo caliente al 100% de la carga.
TOP: temperatura normal de operación al 100% de la carga
∆T = TCC – TOP
Los problemas más frecuentes se encuentran en las conexiones eléctricas ya que uniones
defectuosas (atornillado, soldado, resortada, comprimida, etc.) se retroalimentan
(aumentan la impedancia) generando calentamiento, ya que la resistencia de contacto
crece y por tanto se incrementa el efecto joule P = I2 R el cual se manifiesta en forma de
energía calorífica.
La forma de realizar la unión, la presencia de materiales heterogéneos y el medio donde
se desarrolla la falla, influyen en el grado de severidad y velocidad de evolución de la
misma.
195
La diferencia de velocidad de la dilatación entre los materiales heterogéneos que hacen
parte de la conexión eléctrica, conduce al surgimiento de espacios entre las piezas, dichos
espacios hacen que la conexión pierda área de contacto con un consecuente aumento de
la densidad de corriente. Cabe anotar que el fenómeno ocurre también cuando hay
enfriamiento.
Una falla térmica dentro de un sistema eléctrico ocurre entonces cuando:
- La temperatura de operación es mayor a la normal
- La temperatura de operación es menor a la normal
- Hay concentración de calor en algunas zonas
- No existe distribución homogénea de la temperatura
Es evidente y con mucha frecuencia que las fallas ocurridas sobre los sistemas de
Generación, Transmisión y Distribución, causan interrupción en el suministro de energía
eléctrica, afectando principalmente al usuario, además de generar sobrecostos por
mantenimiento, energía dejada de suministrar, pago de compensaciones por deficiencias
en el servicio y lucro cesante.
Se debe establecer criterios en cuanto a los requerimientos de atención, desde en
observación, pasando por programar, hasta el urgente, que obliga a su inmediata
196
intervención. Se debe llevar un resumen estadístico de los resultados obtenidos durante
las inspecciones termográficas.
Por ejemplo, se presenta un resumen de los resultados estadísticos obtenidos en Codensa,
producto del programa de termovisión:
1º criterio: Por población de puntos calientes, véase cuadro 11 y figura 48, merecen
una atención adecuada, de acuerdo a su variación de temperatura (∆T°C) comparada
con aquellos elementos que no presentan novedad. Esta discriminación es importante
para determinar la prioridad de mantenimiento, para atender oportunamente la
anomalía encontrada, antes que se presente la falla.
Cuadro 11. Prioridad para mantenimiento de acuerdo con la población de puntoscalientes.
PRIORIDAD PARA
MANTENIMIENTO
POBLACIÓN DE
PUNTOS CALIENTES
Urgente 322
Para Programar 160
En Observación 96
197
56%
27%
17%
0
50
100
150
200
250
300
350
EN OBSERVACIÓN PROGRAMAR URGENTE
PRIORIDAD PARA MANTENIMIENTO
PU
NTO
S C
ALI
EN
TES
Figura 48. Prioridad de atención a puntos calientes.
2º. Criterio: Población de puntos calientes, discriminados por rangos térmicos de
sobretemperatura, véase cuadro 12 y figura 49.
Cuadro 12. Población de puntos calientes por rangos de temperatura
RANGO ∆∆ T°C PUNTOS CALIENTES PORCENTAJE
> 20 ≤ 50 234 41%
> 10 ≤ 20 139 24%
≤ 10 112 20%
> 50 ≤ 100 74 13%
> 100 17 3%
198
3%
13%
40%
23%
20%
0
50
100
150
200
250
<=10 >10<=20 >20<=50 >50<=100 >100
RANGOS DE TEMPERATURA
PU
NT
OS
CA
LIE
NT
ES
Figura 49. Atención del mantenimiento por temperaturas anormales
3 criterio: Población de puntos calientes pertenecientes a los módulos de potencia de cada
Subestación véase cuadro 13 y figura 50.
Cuadro 13. Puntos calientes por módulo de potencia
MODULO PUNTOS CALIENTES PORCENTAJE
TRAFO 420 73%
LINEA 83 14%
CIRCUITO 29 5%
BARRAJE 27 5%
OTROS 7 3%
199
3%5%5%
14%
73%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
TRAFO LINEA CIRCUITO BARRAJE OTROS
MODULO
PU
NTO
S C
ALI
EN
TES
Figura 50. Población de puntos calientes por módulo de potencia
4º criterio: Discrimina el número de fallas detectadas por grupos de equipo de potencia,
que se puede apreciar en la Gráfica 51 y cuadro 14:
Cuadro 14. Fallas detectadas por grupos de equipo de potencia
EQUIPO PUNTOS CALIENTES PORCENTAJETransformador 337 59%Celda 11,4kv 102 18%Interruptor 95 16%Seccionador 21 4%
Otros 10 2%CT 8 1%PT 3 1%
200
1%1%4%
16%18%
59%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
TRAFO
CELDA 1
1.4
INTE
RRUPTOR
SECCIONADOR
OTROS PT
EQUIPO DE POTENCIA
PU
NTO
S C
ALI
EN
TES
Figura 51. Fallas por equipos de potencia
5º criterio: Evaluación por niveles de tensión, para determinar el nivel donde se asienta la
mayor población de puntos calientes, véase cuadro 15 y figura 52:
Cuadro 15. Puntos calientes por nivel de tensión
TENSIÓN kV PUNTOS CALIENTES PORCENTAJE12 382 66%115 111 19%34.5 28 5%57.5 28 5%230 19 3%
Otros 8 2%
201
2%3%5%5%
19%
66%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
12 115 34.5 57.5 230 Otros
NIVEL DE TENSIÓN KV
PU
NTO
S C
ALI
EN
TES
Figura 52. Población de puntos calientes por nivel de tensión
Se han detectado fallas incipientes con antelación, véase cuadro 16, usando la termovisión
que evitaron fallos en los equipos investigados.
Cuadro 16. Fallas detectadas usando tecnología termográfica
No. SUBESTACIÓN FECHA DESCRIPCIÓNEQUIPO
FALLAENCONTRADA
1 Tibabuyes Agosto 1/95 Trafo D1, buje debaja, 11.4kV, fase B,∆T 150°C .
Desconexiónmecánica interna dela bobina BT al study stud del buje confisura.
2 Usme Dic. 14/95 Trafo D2, buje debaja, 11.4kV, fase B,∆T 226°C.
Desconexiónmecánica interna dela bobina BT al study stud del buje confisura.
3 Bosanova Enero 13/96 Trafo D2, buje debaja, 11.4kV, fase B,∆T 102°C .
Tornillos flojos delconector a la trenza.
202
La detección y corrección de anomalías térmicas (puntos calientes) en equipos de
potencia, evitan siniestros en los mismos y contribuyen positivamente en la continuidad y
calidad del servicio al cliente.
El mantenimiento predictivo evita costos de reposición y/o reparación de equipos y el lucro
cesante que se presenta cuando el equipo no está disponible. Por eso su cuantía es alta y
sólo se nota si no se ejecuta.
La mayoría de puntos calientes se presentan en los transformadores de potencia, debido a
los altos niveles de corriente que maneja en sus Bujes de Baja Tensión ; el nivel de
tensión que presenta mayor número de anomalías térmicas en los transformadores es el
nivel de distribución urbana 12 kV., que corresponde al 66% de los 576 puntos calientes
detectados a la fecha.
Se debe incrementar el mantenimiento de equipos directamente relacionados con 12kV;
tanto en mantenimiento predictivo y preventivo, debido a la alta población de puntos
calientes que presenta, y porque las fallas en estos equipos afectan directamente al
usuario final.
8.1.2 Ventajas de la termográfia. El advenimiento de la termovisión, ha generado los
siguientes beneficios:
- Detección de fallas sin suspender servicio a los usuarios
- Medición de temperatura sin contacto
203
- Aumento en confiabilidad de los equipos
- Reducción de fallas y tiempos de parada
- Disminución de lucro cesante y pérdidas técnicas
- Calidad y continuidad en el servicio al usuario
- Disminución de daño parcial o total en los equipos
8.1.3 Equipo utilizado. Se puede utilizar un equipo como el AGA 782 Agema. Escáner con
nitrógeno líquido de referencia, imagen blanco y negro, salida en fotografía en Polaroid.
Thermo Tracer TH1103 Mikron. Escáner, imágenes a color y en blanco y negro, disco de 3
½ pulgadas.
ThermaCam PM 350 Inframetrics, Microcooler (FPA) , imágenes a color y en blanco y
negro, tarjeta PCIM II, software para procesamiento de imágenes en tiempo real y
estáticas.
8.2 ULTRASONIDO
El desarrollo de esta actividad aún es incipiente, por lo que sólo se menciona como
programa de mantenimiento predictivo, sin se puede utilizar un equipo como Ultraprobe
2000 UeSystem.
204
8.3 ANALISIS DE ACEITE DIELÉCTRICO
Debido a los elevados costos de reposición de los transformadores de potencia y a las
dificultades económicas por las que atraviesa el país y ante la posibilidad de demorar el
envejecimiento de estos, las técnicas de mantenimiento se han desarrollado, tanto
preventiva como predictivamente en busca de mejorar su rendimiento, su capacidad para
disipar calor y su respuesta ante efectos externos del sistema de potencia que puedan
atentar contra su vida útil.
La misma situación económica del país, ha hecho que cada dispositivo en operación sea
sometido a condiciones de sobrecarga que afectan de manera directa la temperatura de
operación del equipo acortando, paulatinamente, su vida útil. Esta circunstancia, producto
de la imposibilidad de ampliar la infraestructura de potencia en las subestaciones por los
elevados costos de los equipos.
Hoy, afortunadamente, se han desarrollado técnicas de mantenimiento predictivo que
permiten establecer, con autoridad y con un gran margen de seguridad el futuro
inmediato de los equipos.
Antiguamente, se tenia la creencia que el transformador por definición era una maquina
estática, esto es, que no tiene partes en movimiento sin embargo, las interacciones
debidas al voltaje y corriente entre los devanados de alta contra el núcleo de acero y el
devanado de baja tensión producen vibración mecánica de toda la estructura (parte activa
del transformador), generando calor, ya que es necesario cambiar constantemente el
campo magnético para transmitir potencia A manera de ejemplo, durante el desarrollo de
205
la prueba controlada de corto circuito en un transformador, se originan desplazamientos
de hasta tres (3) pulgadas.
Así, el mantenimiento a estos equipos se practica de manera sistemática y programada
con base en los diagnósticos producto de los análisis efectuados al aceite dieléctrico, que
de acuerdo con los estudiosos del tema, llevaría a la prolongación de la vida útil de
operación eficiente de la máquina, es por esto, que las compañías han puesto especial
cuidado en el desarrollo de políticas de mantenimiento, basados en las normas
internacionales, para disminuir el riego de daños en su equipo.
Por lo anterior, para realizar un mantenimiento sistemático es necesario identificar que
elementos conforman el sistema de aislamiento de un transformador inmerso en aceite:
8.3.1 Sistema de aislamiento del transformador de potencia. Básicamente esta compuesto
por un aislamiento líquido (Aceite mineral aislante), y uno sólido (papel aislante). Estos
elementos deberán ser analizados con el fin de disminuir su degradación y conservar la
vida útil del transformador, ya que, uno de los modernos conceptos de mantenimiento
esta definido como: La vida útil del transformador es la vida del papel aislante.
8.3.2 Clasificación de fallas en el transformador. Los ejecutores de mantenimiento dividen
el transformador por partes: parte activa: devanados y núcleo del transformador, el aceite
y las partes externas (cuba, equipos de protección etc).
206
8.3.2.1 Fallas entre espiras de la misma fase, espiras y tierra, espiras de alta contra baja
en la misma fase que ante todo produce un arco entre los puntos afectados que volatiliza
y descompone el aceite, provocando serios calentamientos y serias quemaduras en el
papel aislante, frecuentemente este defecto se produce por sobretensiones o disminución
de las condiciones dieléctricas del aceite, del papel o de la pintura aislante de la parte
activa.
8.3.2.2 Cortocircuitos externos o cambios bruscos de corriente (sobrecarga) que producen
un fuerte aumento de la temperatura, principalmente en las capas interiores del bobinado.
El aceite contenido en las bobinas queda bruscamente volatilizado y descompuesto los
gases que resultan son lanzados violentamente al exterior de los arrollamientos, bajo la
forma de pequeñas burbujas, rechazando una cantidad de aceite correspondiente.
8.3.2.3 La modificación en las propiedades químicas del aceite, ya sea por envejecimiento
o por falta de mantenimiento, reduciéndose su rigidez dieléctrica, produciendo descargas,
que en principio no tienen ninguna importancia pero cuya continuidad afectan
directamente el aceite ayudando a degradar más rápido el aceite provocando la formación
de lodos y gases.
8.3.2.4 El inadecuado montaje del transformador por ejemplo, si las juntas entre los
núcleos y las culatas están mal realizadas o si el aislamiento de los remaches que aprietan
los paquetes de chapas de hierro orientado están deteriorados, pueden producirse
intensas corrientes de Focault, provocando un aumento local de la temperatura y teniendo
207
como resultado la formación de gases. Por lo anterior se puede definir funciones del aceite
mineral y del papel aislante:
8.3.3 Funciones del aislante
8.3.3.1 Funciones del aceite mineral. Resumiendo este fluido debe cumplirse funciones
fundamentales:
Ser aislante eléctrico
Ser agente transferente de calor por convección
Proteger el sistema de aislamiento y las partes metálicas del transformador
8.3.3.2 Funcionamiento del aislamiento sólido. Se puede definir cuatro funciones básicas
Resistencia dieléctrica: la capacidad para soportar altos voltajes incluidas fuentes de
impulso y transientes.
Resistencia mecánica y térmica para soportar esfuerzos asociados al corto circuito.
Transferente de calor: capacidad para soportar excesivas acumulaciones de calor
Capacidad para mantener las características deseadas para un aceptable período de vida
de servicio.
208
Debido a que el papel aislante y el aceite deben ser transferentes de calor, es importante
clasificar los materiales aislantes sólidos según la temperatura, véase cuadro 17:
Cuadro 17. Clasificación de aislamiento eléctrico por norma IEC 120, 168 Y 273
DESIGNACIÓN DE LACLASE
MÁXIMA TEMPERATURAPERMISIBLE (OC)
MATERIALES TIPICOS
Clase 90(4) or (0)
90 Celulosa no impregnada, sílica algodón
Clase 105(4)
105 Celulosa impregnada, sílica o algodón resinaferólica
Clase 120(B)
120 Triacetato de celulosa
Clase 130 130 Mica, fibra de vidrio, asbesto orgánicoClase 155(F)
155 Igual a la clase 120
Clase 185(H)
185 Como clase 120 con silicona
Clase 220 220 Como clase 185Sobre clase220 ( C)
Mayor a 220 Mica, porcelana, vidrio de cuarzo materialesinorgánicos similares.
En la norma IEEE se utilizan letras como indicación de la clase
Otra forma de categorizar las fallas del aislamiento es la de identificar la zona afectada así:
El aislamiento de un transformador esta definido por los estándares de la IEC 76 como:
- Aislamiento Mayor: Esta constituido por aislamiento entre alta tensión contra baja
tensión en la misma fase y entre los devanados de alta tensión, baja tensión contra
tierra.
- Aislamiento menor: Es el aislamiento entre vueltas adyacentes en un devanado y
diferentes secciones del mismo devanado.
209
- Aislamiento fase – fase: Es el aislamiento entre los devanados de diferentes fases.
8.3.4 Muestra de fallas ocurridas en los transformadores. Para un periodo de 1961-1979,
en los Estados Unidos, se reporta un total de 2117 transformadores fallados por las
siguientes causas, véase cuadro 18.
Cuadro 18. Estadística de fallas en transformadores
Aislamiento 420Falla entre espiras 135
Falla pasantes 267Cambiador de tomas 194
Rayos 142Defectos de fabrica 65
Núcleo (tierra yaislamiento)
50
Mecánicas 71Otras (*) 775TOTAL 2117
(*) Causas externas, efecto corona, conexiones pobres, vandalismo, error del operador,
causas desconocidas, etc.
Las estadísticas han mostrado que las fallas de mayor frecuencia en los transformadores
ocurren por:
- Deterioro del aislamiento (aceite, papel)
- Maniobras de suicheo
- Corto circuitos externos no despejados por los equipos de corte
210
- Fallas internas
- Descargas atmosféricas
- Cambiador de tomas
- Defectos de fabrica
- Deficiencias en el montaje
Con base en lo anterior y en busca de extender la vida útil del transformador se
plantean las siguientes recomendaciones:
- Especificar el transformador de forma óptima.
- Cumplir con todas las indicaciones de instalación del fabricante.
- Efectuar el mantenimiento programado con base en los resultados del
mantenimiento predictivo.
- Pruebas regulares (mantenimiento predictivo):
- Aceite.
211
- Papel aislante.
- Factor de potencia y tangente delta.
- Realizar el mantenimiento preventivo al cambiador de tomas con base en el
registro acumulado y/o tiempo de operación, según recomendación del
fabricante.
8.3.5 Conceptos básicos. Al iniciar el diseño de cada transformador, los fabricantes
estiman la de vida útil de sus equipos, basados en los siguientes conceptos:
- Teóricamente 25 años
- Guía de carga
- 2% de pérdida vida por año (envejecimiento natural)
- Prácticamente 25 – X
Donde X = total años perdidos por envejecimiento natural
Sin embargo, cuando se encuentran en servicio, la vida útil del transformador esta en
función de:
212
- Calor (temperatura de operación)
- Oxígeno (función de la altura de instalación)
- Humedad (función del máximo permitido de agua en el aislante)
- Ácidos (Peróxidos = función de degradación del aceite por efectos de carga y fallas
externas).
Como se puede apreciar, en servicio normal, los transformadores se someten a esfuerzos
eléctricos, mecánicos y condiciones ambientales adversas, los cuales, paulatinamente,
disminuyen su vida útil. Para conocer una forma de medir la vida útil, es necesario
identificar la razón de la falla del transformador, sus posibles causas, parte afectada por la
falla, tipo de condición adversa, etc..
Los daños irreversibles en transformadores, en un 85%, se atribuyen a fallas en el
aislamiento por defectos de fábrica, defectos en el hierro, cobre, falta de mantenimiento y
accidentes de operación. Si las fallas se atribuyen al aislamiento sólido y liquido y
considerando que ambos tienen límites de operación con la temperatura, se recomienda
operarlos a las temperaturas especificadas por el fabricante; si el transformador opera a
valores de temperatura mayores que los de la placa, se acorta la vida útil del sistema de
aislamiento; así por ejemplo, si un transformador opera a 8 oC por encima del valor de
placa, la vida útil del aislamiento se reduce aproximadamente a la mitad, véase cuadro 19.
213
Cuadro 19. Envejecimiento o pérdidas de vida del aislamiento con la temperatura
TEMPERATURA oC VARIACIÓN DE LA VIDA UTIL80% 20%
95 2620 Horas 308 Horas99 1400 168105 610 86109 340 47115 202 27119 143 19125 67 12134 20 3142 10 1.4150 5 0.5175 4 0.06
Fuente: Pérdidas de vida IEEE proyecto No 507/D 1979 (pág. 20)
Utilizando la teoría de ARRHENIUS, tomado de ANSI C 57-92, para calcular la vida detransformadores de distribución y de potencia
Log10 Vida (Horas)= ATB
−
Donde T= Temperatura absoluta en grados Kelvin (K= oC+273)
A y B son constantes dependiendo del sistema de potencia.
Así por ejemplo, para 55 oC, de acuerdo con IEEE; guía A, pág 208, en un sistema dedistribución:
A = 11.968
B = 6328.8
Para 55 oC en un sistema de potencia:
A = 114.133
B = 6972.15
214
Si tomamos para calcular por ejemplo un transformador de distribución a 55 oC,operando a 95 oC.
Log10 Vida (Horas)= ATB
−
2298.5)Horas(Log
968.11)95273(
8.6328)Horas(Log
10
10
=
−+
=
10Log10
(Horas) =10(5.2298)
Horas =169746.18
Años = Años4.1938.19Año/H8760
H18.169746≈=
Sí incrementamos la temperatura de operación en 8 oC, tendremos:
Log10 Vida (Horas)= ATB
−
86391.4)Horas(Log
968.11)895273(
8.6328)Horas(Log
10
10
=
−++
=
10Log10
(Horas) =10(4.86391)
Horas =73098.76
Años = Años3.834.8Año/H8760
H76.73098≈=
Por tanto, la vida del transformador = Vida del aislamiento, por lo que cualquier técnica
de mantenimiento preventivo es acertada en la medida que esté orientada a mejorar la
vida útil del aislamiento.
Hay dos agentes que inciden directamente en la reducción de la vida útil del papel aislante
215
disminuyendo la resistencia mecánica a la tracción y degenerando su composición: el agua
y los productos de oxidación del aceite.
Entonces un mantenimiento preventivo debe estar dirigido a extraer el agua y los
productos de la oxidación del aceite. Un filtropresando del aceite no constituye una
solución de fondo a la necesidad de mantenimiento requerida por un transformador
puesto que no soluciona ni el secamiento del papel ni, mucho menos, la limpieza de este
de los productos de oxidación producidos por aceite en su proceso de degradación.
- El agua: más de 90% del agua en el transformador se aloja en el papel aislante, y
solo el 10% se encuentra en el aceite, por lo que es inútil efectuar secamiento al
aceite solamente.
- Los productos de oxidación del aceite se depositan en bobinas núcleos y radiadores
como también en las capas internas de los devanados y por tanto en los intersticios.
de las fibras de la celulosa afectando la vida útil del papel.
8.3.6 Efectos adversos generados por la presencia de agua y productos de oxidación del
aceite impregnados en papel
- Aumento del factor de potencia: debido a que el agua y los productos de oxidación son
sustancias polares que facilitan el camino a las corrientes de fuga en el aislamiento
- Aumento de la temperatura de operación del transformador
- Disminución de resistencia de aislamiento eléctrico
216
- Disminución de la resistencia mecánica a la tracción por cristalización del papel
debilitando la fortaleza del transformador a los esfuerzos de corto circuito en las
bobinas.
- Disminución de la rigidez dieléctrica
- En condición crítica: Falla del transformador
8.3.7 Recomendaciones prácticas. Es recomendable que antes de iniciar cualquier acción
de mantenimiento en campo a un transformador es necesario conocer dieléctrica, física y
químicamente el estado del aceite aislante estando en operación el transformador y luego
de un análisis determinar el estado del papel aislante.
El conocer toda esta información al igual que la historia del transformador define la acción
concreta a seguir y el procedimiento adecuado para efectuar un mantenimiento
técnicamente apropiado, con el fin de dejar la unidad en las mejores condiciones de
operación.
Es necesario aclarar que un mantenimiento por especializado que sea no recupera la vida
que halla perdido el transformador, lo que se pretende es disminuir la rata de
envejecimiento del mismo.
Para tal efecto se recomienda realizar periódicamente las siguientes acciones:
217
- Efectuar las pruebas ASTM al aceite aislante, las cuales dan información completa y
suficiente sobre las condiciones de degradación en que se encuentra el aceite y bajo
que condiciones se encuentra el papel aislante.
- Conocer el contenido de agua de los aislamientos sólidos, mediante mediciones
cualitativas y cuantitativas.
- Efectuar mediciones eléctricas de campo.
- Efectuar anualmente un análisis cromatográfico de gases disueltos en el aceite y así
detectar las fallas incipientes o avanzadas.
- Efectuar una inspección ocular completa a todo el transformador revisando
cuidadosamente todos los instrumentos, registrando la información que ellos nos
entregan.
- Efectuar anualmente un chequeo de termografía a todo el exterior del transformador
con el fin de detectar zonas o puntos anormales calientes.
- Conocer la historia del transformador.
Teniendo en cuenta lo anterior se debe monitorear el proceso de oxidación realizando las
pruebas ASTM D-3487 “Requerimientos de las propiedades para los aceites”
218
periódicamente, véase cuadro 20, buscando obtener los resultados dentro de los
márgenes establecidos.
Cuadro 20. Requerimientos de las propiedades para los aceites dieléctricos
FÍSICAS: TIPO 1 TIPO 2 METODO DEENSAYO ASTM
Punto de anilina, oC (63-84) (63-84) D 611Color, 0.5 0.5 D 1500Punto de inflamación, min. oC 145 145 D 92Tensión interfacial a 25 oC, min., dinas/cm 40 40 D 971Punto de fluidez, máx, oC -40 -40 D 97Gravedad especifica, 15 oC/15 oC máx 0.91 0.91 D 1298Viscosidad máx, cst (SUS) a:100 oC 3.0 3.0 D 445 o D 8840 oC 12.0 12.00 oC 76.0 76.0
Examen Visual Claro y brillante
ELÉCTRICAS:
Rigidez dieléctrica a 60 Hz:- Electrodos de disco, min., kV 30 30 D 877- electrodos VDE, min., galga:0.040” (1.02 mm) 28 28 D 18160.080 (2.03 mm) 56 56Rigidez dieléctrica, condiciones de impulso 25oC min., kV, aguja negativa a esferaaterrizada, galga de 1”(25.4 mm)
145 145 D 3300
Tendencia a la gasificación, máx uL/min. +15 +15 D 2300 (set A)Factor de disipación (o factor de potencia) a60 Hz máx, %25 oC 0.05 0.05100 oC 0.30 0.30
QUÍMICAS:
Estabilidad a la oxidación (prueba ácido-lodo) 2413% de lodo, máx por masa 0.15 0.2Número total ácido, mg KOH/g 0.5 0.3Estabilidad oxidación (bomba rot.) min,minutos
---------------- 195 D 2112
Contenido de inhibidor, % máx por masa 0.08 0.30 D 1473 D 2668Azufre Corrosivo No corrosivo D 1275Contenido de agua, máx ppm 35 35 D 1533Número Neutralización, número total ácidomáx, mg KOH/g
0.03 0.03 D 974
Contenido de PCB No Detectable D 4059
219
Estas permiten diagnosticar las posibles fallas de un transformador de potencia,
implicando descubrir, controlar, eliminar y reducir tiempos de parada causados por las
fallas incipientes en el equipo.
El análisis de aceite dieléctrico, es una herramienta básica del ingeniero de
mantenimiento, ya que a través de pruebas sencillas brinda información del sistema
aislante en el transformador, que indica la presencia de falla activa en el mismo.
El conjunto de pruebas permite diagnosticar el estado del aceite (bueno, malo, viejo,
húmedo, etc.) y de la celulosa y predecir condiciones de falla como arco, descargas
parciales y sobrecalentamiento del aceite y celulosa. Todo esto es confiable mediante el
registro histórico de los eventos y pruebas sobre el transformador.
El Laboratorio de Aceite Dieléctrico por ejemplo, implementado en CODENSA S.A. ESP,
realiza las siguientes pruebas:
- Pruebas Físico – Químicas, véase cuadro 21:
220
Cuadro 21. Pruebas que efectúa CODENSA S.A. ESP al aceite dieléctrico
PRUEBA NORMA APLICADA EQUIPOColor ASTM D 1500 Calorímetro
Gravedad Especifica ASTM D 1298 Hidrómetros de precisiónViscosidad ASTM D 88 Viscosímetro Saybolt
Punto de inflamación ASTM D 92 Copa abiertaPunto de anilina ASTM D 611 Medidor punto de anilina
Tensión interfacial ASTM D 971 TensiómetroNúmero de neutralización ASTM D 974 Bureta capilarContenido de humedad ASTM D 1533 Coulómetro Karl Fischer
Indice refracción ASTM D 1 Refractómetro automáticoComposición química ASTM D 2140 Utilizando índice de
refracción, viscosidad,gravedad - diagrama
- Pruebas Eléctricas, véase cuadro 22:
Cuadro 22. Pruebas eléctricas que realiza CODENSA S.A. ESP al aceite aislante
PRUEBAS NORMA APLICADA EQUIPO
Rigidez dieléctrica ASTM D 1816 Chispómetro
Factor de potencia
25/100°C
ASTM D 924 Equipo de medición de
factor de potencia
- Pruebas Especiales, véase cuadro 23:
Cuadro 23. Prueba especial al aceite aislante
Cromatografía de gases ASTM D 3612 Cromatógrafo de gases
221
8.4 FACTOR DE POTENCIA Y PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS
8.4.1 Generalidades
Desde 1929, la prueba de factor de potencia y pérdidas dieléctricas se aplica en el campo
del aislamiento eléctrico sobre todos los equipos de alta tensión con excelentes resultados.
Hoy por hoy, esta prueba es reconocida como una de las más simples y efectivas para
localización y detección de fallas en el aislamiento.
Loa detección de cambios en variables del aislamiento como: la capacidad, las pérdidas
dieléctricas y el factor de potencia, son claros indicios de deterioro del mismo o de
evolución de una falla, los cuales pueden corregidas reacondicionando el aislamiento o
reparándolo.
La interpretación de los resultados, involucra el uso de guías basadas en datos de pruebas
similares sobre aislamientos de varios tipos y sobre diferentes equipos.
El factor de potencia, es la relación de las pérdidas dieléctricas a la carga en voltiamperios
y por tanto es independiente de la cantidad de aislamiento bajo prueba. Este es el criterio
comúnmente usado para juzgar la condición del aislamiento. Sin embargo, la capacitancia
en paralelo con la resistencia en A.C, las pérdidas dieléctricas y la corriente total de carga
pueden ser potenciales indicadores de problemas en el aislamiento.
222
El circuito que comúnmente representa cualquier equipo, es un circuito paralelo de un
resistencia Rp y un condensador Cp, véase figura 53, donde se observan los diferentes
parámetros de corriente con respecto al voltaje de prueba aplicado E
Figura 53. Circuito equivalente de la prueba de tangente delta
La resistencia Rp, representa las pérdidas de potencia disipada en el aislamiento a voltaje
E y por tanto, generalmente es considerada indeseable, sin embargo, se acepta como
normal un ligero aumento de las pérdidas en el dieléctrico, lo cual no significa que haya
una condición peligrosa del aislamiento.
En un sistema “ideal de aislamiento” conectado a una fuente de corriente alterna, la
corriente capacitiva Ic y el voltaje E, están en cuadratura perfecta con la corriente
adelantada. En la práctica, sin embargo aparece adicionalmente a la corriente capacitiva,
una corriente de pérdida Ir, en fase con el voltaje. La corriente absorbida por un
aislamiento ideal es una corriente puramente capacitiva, la cual está adelantada al voltaje
en 90º, en la practica la corriente esta adelantado al voltaje en un ángulo menor a 90º.
223
δ
δ
Figura 54. Diagrama representativo del efecto capacitivo del aislante
Para el circuito de la figura 53 y un voltaje A.C. aplicado E, tendremos:
Watts = E*ITOT*Cos θ,
θ, es el ángulo entre el voltaje de prueba E aplicado en los terminales del equipo ensayado
y la corriente total ITOT
El coseno θ, es por definición el factor de potencia, esto es:
Factor de potencia = coseno θ = Watts/(E* ITOT)
La prueba del factor de potencia permite probar con 12 kV de corriente alterna. La
mayoría los equipos operan con corriente alterna, las investigaciones efectuadas indican
que pruebas con corriente alterna, pueden ser menos destructivas que las pruebas con
corriente continua y permiten aislar secciones específicas del equipo en prueba e
identificar áreas de potenciales problemas.
224
La prueba se utiliza para:
- Evaluar la naturaleza y calidad del aislamiento eléctrico de materiales y sistemas.
- Revelar contaminación, facturas y perforaciones en el aislamiento.
- Deflexión de defectos que acompañan el envejecimiento gradual del aislamiento.
El factor de disipación o tangente δ, es la razón entre la corriente en fase con el voltaje E
y la componente a 90° de la corriente total.
Factor de disipación = tan δ = Ir/Ic
Los dos valores son similares hasta un factor de potencia o una tangente delta del 20%
por encima de este valor los valores difieren.
Como parte de programas de mantenimiento programado y en mantenimientos correctivos
se deberá ejecutar esta prueba para los siguientes equipos:
- Transformadores de potencia.
- Interruptores.
- Transformadores de corriente.
- Transformadores de potencial.
225
- Pararrayos.
- Divisores capacitivos de tensión.
Con esto se detectarán defectos de aislamiento para minimizar.
- Falla de equipos.
- Desconexión del servicio no programados.
- Deficiencia del aislamiento.
Las pruebas que se realizan son las siguientes:
- Prueba con el equipo no aterrizado.
- Prueba con el equipo aterrizado.
- Prueba de corriente de excitación.
- Prueba con el equipo no aterrizado
Utilizado para reducir el efecto de las pérdidas a tierra por capacitancia de fuga. (para
puesta en servicio del equipo).
226
- Prueba con el equipo aterrizado
Utilizada para involucrar todo el aislamiento entre el conductor de alto voltaje y tierra,
permite un mejor análisis.
- Prueba de corriente de excitación.
Se aplica para transformadores de potencia para diagnosticar problemas en las bobinas y
en el núcleo, aplicando voltaje primario y midiendo la corriente en vacío, cabe anotar que
se hará hasta un máximo de voltaje de placa.
227
Figura 55. Diagramas para obtener las capacitancias del transformador de potencia
228
8.4.2 Prueba de aislamiento de un equipo
8.4.2.1 Interpretación de los datos de prueba. Con el fin de determinar el estado de un
equipo, se ha establecido una metodología encaminada a la interpretación de los
resultados e identificación de daños incipientes, es así, como los fabricantes y los
responsables del mantenimiento definen los siguientes modelos para su análisis:
- Resultados de tendencias
- Comparación del valor absoluto al valor máximo fijado por el fabricante.
- Comparación del valor absoluto con típicos para equipos similares.
8.4.2.2 Ventajas
- Los resultados de la prueba del factor de disipación proporcionan una indicación
detallada de la condición global del aislamiento de prueba.
- La prueba del factor de disipación se efectúa a la frecuencia de la potencia (60 o 50
Hz) simulando así las condiciones reales de operación del aislamiento.
- El factor de disipación es una razón y como tal es independiente de la cantidad de
aislamiento en prueba (muestras grandes o pequeñas dan los mismos resultados).
229
- La prueba del factor de disipación se efectúa normalmente con voltajes iguales o
menores a los voltajes de operación, previniendo así un daño al aislamiento en prueba.
Figura 56. Pruebas de tangente delta al transformador de potencia
230
9. MÉTODO DE MEDICIÓN PARA VERIFICACIÓN DE LAS MALLAS DE PUESTA ATIERRA EN SUBESTACIONES DE 115 kV
La resistencia a tierra es necesario medirla en el momento inicial de la energización de una
subestación, así como en intervalos periódicos para tener seguridad que el valor de la
resistencia a tierra no aumenta apreciablemente.
Todos los resultados de las medidas son aproximados y es necesario ser cuidadoso, tanto
en la selección del equipo de prueba, como en los puntos de referencia de la puesta a
tierra.
Usualmente, la impedancia de tierra es predominantemente resistiva y es obtenida por
pruebas usando instrumentos de medida convencionales, como el megómetro de tierra.
De cualquier modo, las medidas convencionales pueden fallar, dando valores significativos
de la impedancia a tierra, donde su componente reactiva o el aumento de la resistencia
AC sobre la resistencia DC llega a ser significante, para valores de impedancia menores de
0.5 ohmio; como también, donde se presentan voltajes residuales en el sistema de tierra,
relativo a la tierra remota, como consecuencia de un desbalance de corrientes del sistema
de potencia.
Este capitulo presenta el procedimiento para vencer estas dificultades analizadas sobre las
bases del equipo y técnicas de medida disponible. Se ha requerido, ante todo, resaltar la
231
importancia de tener valores, lo más exactos posibles, de resistividad del terreno,
resistencia a tierra e impedancia para:
- Detectar cambios en un sistema existente de conexión a tierra.
- Determinar voltajes peligrosos de paso y contacto.
- Diseño de protecciones para el personal como para los circuitos de potencia.
9.1 DEFINICIONES
Es conveniente definir algunos términos que tienen relación con el tema de puesta a
tierra.
9.1.1 Puesta a tierra. Es una unión intencional o casual, mediante la cual un circuito
eléctrico o equipo, se conecta a tierra o a un cuerpo conductor que hace las veces de
tierra. El objetivo es establecer y mantener el potencial de tierra o, aproximadamente, ese
potencial en los conductores conectados a ella y conducir la corriente producida por
sobretensiones a la tierra, para ser disipada.
9.1.2 Circuito de retorno a tierra. Es un circuito en el cual la tierra o cualquier otro
cuerpo conductor equivalente, se emplea para completar el circuito y permite la circulación
de corriente desde o hacia su fuente.
232
9.1.3 Conexión de electrodos a tierra. Es un conductor incrustado en la tierra, usado para
mantener la conexión potencial en los conductores conectados a él y para disipar la
corriente conducida a él en la tierra.
9.1.4 Corriente de tierra eléctrica. Es una corriente que fluye en la tierra o en una
conexión a tierra.
9.1.5 Resistencia de conexión a tierra. Es la resistencia de conexión a tierra de un
electrodo enterrado en la tierra.
9.1.6 Tierra remota. Es la resistencia óhmica entre el electrodo y un electrodo de tierra
remoto con resistencia cero. Al hablar de remoto, se refiere que el electrodo se halla a una
distancia, tal que la resistencia mutua de los dos electrodos es esencialmente cero.
9.1.7 Resistencia Mutua. La resistencia mutua de dos electrodos de tierra es igual a la
variación del voltaje en uno de ellos, producida por un amperio de corriente en el otro.
9.1.8 Potencial Eléctrico. El potencial eléctrico de un punto cualquiera, es el que existe
con respecto a un punto o zona supuesta arbitrariamente de potencial cero (tierra
remota).
9.1.9 Tensión de paso. Es la tensión que se presenta entre dos puntos sobre la superficie
de la tierra, separados por una distancia de un paso normal.
233
9.1.10 Tensión de contacto. Es la diferencia de potencial entre una estructura metálica
puesta a tierra y un punto de la superficie de la tierra igual al máximo alcance horizontal
normal.
9.1.11 Resistividad. La resistividad del terreno expresada en ohmio - metro, es la
resistencia de un metro cúbico de tierra medido entre superficies opuestas paralelas de
una porción de material de longitud y sección uniforme unitaria.
9.2 MEDIDA DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO
Estimaciones basadas en la clasificación del suelo permitirán solamente una simple
aproximación de la resistividad.
Es de gran importancia conocer las características del terreno donde se va a construir una
puesta a tierra, debido a que la resistividad varía no solamente con el tipo de suelo, sino
también con su temperatura, contenido de humedad, solidez, homogeneidad, corrosividad,
etc., del suelo.
Para determinar la resistividad del terreno hay que realizar mediciones directas en el sitio
y para evitar errores, es aconsejable hacer varias mediciones en condiciones similares de
tiempo y humedad. Estas serían preferiblemente efectuadas en un número de puntos del
lugar, y con diferentes espacios de prueba, consiguiendo una indicación de alguna
importante variación de la resistividad en situación o profundidad. El número de tales
lecturas, se tomaría normalmente donde la variación sea mayor; especialmente si algunas
lecturas de resistividad son tan altas como para indicar serios problemas de seguridad.
234
Los registros de medidas de resistividad incluirán datos de temperatura, condiciones de
acidez o humedad del suelo en el momento de la medida de resistividad.
9.2.1 Métodos para medir la resistividad del terreno
9.2.1.1 Método de los dos puntos. Las mediciones aproximadas de la resistividad del
terreno, se pueden hacer con el medidor de resistividad de suelos SHEPARD y métodos
similares de los dos puntos. El aparato consta de un electrodo de hierro pequeño y otro de
menor longitud los cuales están unidos a una varilla aislante. El terminal positivo de una
batería está conectado a través de un miliamperímetro al electrodo más pequeño y el
terminal negativo al otro electrodo. El instrumento puede ser calibrado para leer
directamente en ohmio - cm Con el voltaje nominal de la batería.
Este tipo de aparato es fácil de llevar y se pueden hacer varias mediciones en corto tiempo
y en pequeños volúmenes de tierra, ya sea en hoyos excavados en la tierra o en las
paredes o el fondo de las excavaciones.
9.2.1.2 Método de los cuatro puntos. El método más preciso normalmente empleado
para la determinación de la resistividad del terreno, es el método de los cuatro puntos en
sus versiones de configuración de Wenner Y Schlumberger.
Electrodos de pequeña longitud son enterrados en cuatro agujeros en la tierra, todos a
una profundidad “b” y espaciados en línea recta a una distancia igual “a”. Una corriente de
prueba “I” se hace pasar entre los electrodos externos y el potencial “E” entre los dos
235
electrodos internos es medido con un potenciómetro o un voltímetro de alta impedancia.
Entonces E / I da la resistencia mutua “R” en ohmios, la cual puede ser sustituida en la
ecuación que se muestra a continuación en términos de “a” y “b”.
2222 ba
a
ba
a21
aR4
+−
++
∏=ρ
Donde ρ = Resistividad del terreno.
Se debe tener en cuenta que ésta no se aplica a las varillas a tierra enterradas hasta una
profundidad “b”; se aplica únicamente a los pequeños electrodos enterrados a la
profundidad “b” con alambres de conexión aislados. En la práctica se colocan
generalmente cuatro varillas en línea recta a intervalos “a” clavadas hasta una
profundidad que no excede el 10% de “a”. Entonces se asume que b = 0 y la fórmula
anterior se reduce a:
aR2∏=ρ
Para espaciamientos largos, la resistencia mutua es del orden de unos pocos centésimos
de ohmio y por lo tanto se requiere un potenciómetro sensitivo de corriente directa con
una batería de 180 V.
En algunos instrumentos se pueden requerir correcciones para las resistencias de sonda
potenciales; en tales casos, se pueden obtener los factores de corrección del distribuidor
del instrumento.
9.2.1.3 Configuración de Wenner. En esta configuración los cuatro electrodos se ubican
sobre una línea recta, los cuales tienen igual separación “a” entre ellos, véase figura 57.
236
Figura 57. Método Wenner, para medir la resistividad del terreno
Si consideramos una semiesfera como electrodo equivalente; a una distancia X del centro
de la semiesfera la densidad de corriente será:
2X2
Ii
∏ρ
=
La intensidad del campo eléctrico es i
2X2
Iie
∏ρ=ρ=
Integrando la anterior ecuación nos dará el potencial en el punto X:
)v(X2
I
X2
Idxedx
x
2
x
)x( ∏ρ
=ρ
−=−=φ ∫∫∞∞
La corriente I que entra por el electrodo C1 produce un potencial en P1:
a2
I)1P,1C( ∏
ρ=φ
237
La corriente I que sale por el electrodo C2 produce en P1 un potencial:
a22
I)1P,1C( ∏
ρ−=φ
El potencial en P1 vale:
)1P,2C()1P,1C( φ−φ
−
∏ρ
=φa2
1
a
1
2
I1P
La corriente que pasa por C1 produce en C2 un potencial:
a4
I)2P,1C( ∏
ρ=φ
La corriente que sale por C2 en P2 produce un potencial:
a2
I)2P,2C( ∏
ρ−=φ
El potencial en P2:
−
∏ρ=φ
a
1
a2
1
2
I2P
Entonces:
a2
IE2P1P
∏ρ
==φ−φ
a2I
E
∏ρ
=
aR ∏= 2ρ
Donde:
R = Resistencia mutua
238
P = Resistividad del terreno
a = separación entre electrodos.
La configuración de Wenner de una visión más directa de la resistividad aparente por
parte de los encargados de realizar la medición, con lo cual permite saber si se debe
proceder a continuar o no la medición para mayores valores de separación entre
electrodos.
9.2.1.4 Configuración de Schlumberger. En esta disposición los cuatro electrodos se
ubican en línea recta, véase figura 58.
Los electrodos de potencia (P1, P2) se disponen simétricamente con respecto al centro de
medición elegido y a una distancia entre sí de 1m a 3m. Los electrodos de corriente (C1,
C2) se ubican simétricamente con respecto al centro de medición. Durante las mediciones,
los electrodos de potencial permanecen fijos; solo se trasladan simétricamente los de
corriente.
Figura 58. Método Schlumberger
Siguiendo un análisis similar al de la configuración de Wenner, se llega al siguiente
resultado:
239
( )nanR +∏= 1ρ
Donde:
A = Separación entre los electrodos de potencial (es constante).
n = Factor que al multiplicarse por “a” de la distancia entre el electrodo de potencial y el
de corriente. n = 1,2,3,4,.....
La configuración de Schlumberger es menos sensible a las variaciones laterales de la
resistividad, las cuales se presentan en la mayoría de los casos. Esta configuración exige
mayor experiencia en el personal que va ejecutar la medición; lo mismo que para la
selección de instrumentos ya que estos deben ser lo más sensible posible.
9.2.2 Medida de resistencia a tierra. En la medida de resistencia de puesta a tierra es
necesario tomar lecturas, tanto en el momento inicial de la energización como, en
intervalos periódicos para estar seguro que el valor de la resistencia no aumente
apreciablemente.
La medida de la resistencia a tierra de una conexión con respecto a la tierra absoluta es
un poco difícil, todos los resultados son aproximaciones y se requiere ser cuidadoso, tanto
con el equipo de prueba como, con la selección de los puntos de referencia de la puesta a
tierra.
Hay diferentes métodos de probar resistencias de puesta a tierra; pero todos ellos son
similares en lo que a dos conexiones de referencia de puesta a tierra son usadas y una
fuente de corriente es requerida para la prueba.
240
Se llama resistencia al valor óhmico. Debe recordarse que existe una componente
reactiva que hay que tomar en cuenta cuando el valor de la tierra que se analiza es menor
de 0.5 ohmios. Este componente reactivo tiene poco efecto en las tierras cuya impedancia
es mayor a un ohmio.
9.2.2.1 Método de los tres puntos o triangulación. Este método involucra el uso de dos
tierras auxiliares y el punto que será medido son colocados en un arreglo triangular,véase
figura 59.
Figura 59. Método de los tres puntos para medir la resistencia del terreno
Designado a las resistencias de las tierras auxiliares con los valores r2 y r3 y a la tierra
que se va a medir con r1.
Las resistencias en serie de cada par de puntos a la puesta a tierra en el triángulo serán
determinadas por la medida de voltaje y corriente a través de la resistencia de puesta a
tierra. Medidas de resistencia son echas por el método de voltímetro - amperímetro o por
medio de un puente adecuado.
241
La resistencia entre cada par de tierras es medida y designada con r12, r13, r23, donde
r12 = r1 + r2 y así sucesivamente.
Al resolver las ecuaciones simultáneas da la siguiente expresión:
( ) ( ) ( )2
1323121
rrrr
+−=
Por lo anterior, al medir la resistencia de los electrodos a tierra en serie y sustituyendo los
valores de la resistencia en la ecuación anterior, se puede establecer el valor r1.
Este método es conveniente para medidas de resistencia de las bases de las torres, tierras
aisladas con varillas o puesta a tierra de pequeñas instalaciones. No es conveniente para
medidas de resistencia de puesta a tierra baja, tal como la malla a tierra de una
subestación grande.
Los dos electrodos de prueba auxiliares deben tener un valor de resistencia en el mismo
orden a la de la tierra que se halla bajo prueba.
Como regla general el electrodo auxiliar no debe tener una resistencia mayor de cinco
veces a la de la resistencia que se prueba; ya que la precisión de la medida puede dar
resultados absurdos, tales como cero o aún resistencias negativas, como en el caso donde
se usa una resistencia a tierra de prueba muy baja con dos electrodos adicionales de alta
resistencia. Esto sencillamente significa que, si la tierra que se prueba es un grupo de
varillas clavadas, cada uno de los electrodos auxiliares debe ser por lo menos tres varillas
clavadas. La disposición más práctica de una tierra auxiliar es la de tres varillas formando
un triángulo, separadas entre sí unos tres metros.
242
El empleo de varillas de tierra del tipo barrena es recomendable donde la tierra sea
relativamente suave, mientras que el uso de varillas clavadas es aconsejable donde el
suelo es extremadamente duro o rocoso.
9.2.2.2 Método de la caída de potencial. Este método tiene diversas variaciones y es
aplicable a todo tipo de medidas de resistencia a tierra. Básicamente la medida de la
resistencia de puesta a tierra, consiste en medir la resistencia de un conjunto de tierra en
inmediaciones del sistema de puesta a tierra. Así, solo un terminal de la resistencia es
disponible y el otro no, el cual es llamado tierra remota, teóricamente, con una distancia
infinita desde el sistema de puesta a tierra.
El método de la caída de potencial resuelve el problema del extremo de la tierra remota
usando dos electrodos auxiliares llamados electrodos de Retorno y de Potencial. Cuando el
electrodo de retorno está localizado a una distancia finita desde el sistema de puesta a
tierra y el electrodo de potencial esta tendiendo a una localización específica, se obtiene la
medida exacta de la resistencia. En la práctica el sistema de puesta a tierra consiste en
una compleja distribución de varillas a tierra verticales y conductores horizontales,
usualmente enterrados en terrenos no uniformes. En estos casos, la posición de la sonda
de potencial debe ser determinada cada momento.
En la figura 60, se plantea la ubicación de los electrodos, consistiendo el método en hacer
pasar una corriente I a través del sistema de puesta a tierra E y otro electrodo llamado
electrodo de retorno. El paso de ésta corriente produce a una distancia X desde E una
caída de voltaje Vx en el terreno. Vx es medida por una sonda P de potencial. El
243
coeficiente Vx/I es una resistencia aparente la cual bajo ciertas condiciones puede dar la
resistencia real RE del sistema de puesta a tierra. La más simple forma del método de la
caída de potencial es obtenida cuando E, P, R, están sobre la misma línea. La distribución
más usada es cuando P está localizada entre E y R. Vx/I es graficada como una función
del potencial de prueba versus distancia X.
Si la distancia D es bastante grande (con respecto a las dimensiones del sistema de puesta
a tierra) la parte central de las curvas de la caída de potencial tienden a ser horizontales.
Es usualmente aceptada que la sección plana de la curva de la resistencia real RE.
Figura 60. Método de la caída de Potencial
El potencial de la tierra remota es asumido cero. Una corriente I entra al sistema de
puesta a tierra E y retorna a través del electrodo de retorno R, véase figura 61. La
diferencia de voltaje entre E y un punto de la superficie del terreno es medida usando una
sonda de potencial P.
244
Figura 61. Teoría de la caída de potencial
VGM. Admite ser el potencial causado por electrodo G (G = E ó R) del punto M (M = P ó E).
Es asumido que el electrodo G conduce una corriente de 1 amperio.
VM. Está en V/A. Las siguientes ecuaciones pueden ser escritas:
( ) ( )IVIVUp Rp
Ep −+=
( ) ( )IVIVU RE
EEE −+=
Up y UE son los potenciales de los electrodos P y E respectivamente.
El voltaje V medido por el método de la caída de potencial es:
pE UUV −=
Así:
( )RP
PE
RE
EE VVVVIV +−−=
VEE Es el aumento de potencial del electrodo E asumiendo una corriente de un amperio.
Esta es por definición la resistencia RE (o impedancia del electrodo E) por tanto:
( )EP
RE
RP VVVRE
IV
R −−+==
Donde:
245
( )EP
RP
RE VVV ,, Son funciones de la distancia entre los electrodos, la configuración de los
electrodos y las características del terreno.
Podemos definir las siguientes funciones:
ψϕη ,, Con respecto al sistema mostrado en la figura 61.
( ) ( ) ( )XVXDVDV EP
RP
RE ψϕη =−== ;;
La resistencia medida R = V/I será igual a la resistencia real RE sí:
( ) ( ) ( ) 0
:,0
=−−−
=−−
XDXD
esdecirVVV EP
RE
RP
ψηϕ
Si los electrodos E y R son idénticos ψϕ = y si D es bastante grande tal que:
( )
( ) ( )
2
:;0
:
0
0
DX
asíXXD
entonces
DVV RE
RE
=
=−−
≈==
ψϕ
η
Si los electrodos E y R son hemisféricos y sus radios son muy pequeños comparados con X
y D y el terreno es uniforme, entonces las funciones de potencial ψϕη ,, son inversamente
proporcionales a la distancia relativa del centro del hemisferio. Si el origen del eje es el
centro del hemisferio E entonces:
0111
=−−− XDXD
La raíz positiva de la anterior ecuación es la exacta localización Xo de la sonda de
potencial: Xo = 0.618D = 61.8%
246
9.2.2.3 Método de relación. En este método la resistencia de la tierra que se prueba es
comparada con una resistencia conocida, usando la misma configuración del electrodo,
como en el método de la caída de potencial. Puesto que este es un método de
comparación, las lecturas en ohmios son independientes de la magnitud de la corriente de
prueba que es lo bastante alta para dar sensitividad adecuada.
La resistencia en serie R de la tierra bajo prueba y una sonda de prueba es medir por
medio de un puente el cual opera con el principio de balance cero.
9.2.3 Medida de impedancia de tierra. Los requerimientos básicos para el diseño de tierra
son la protección a las personas de voltajes peligrosos y para limitar la interferencia sobre
el control y cables de comunicación. La evaluación de posibles condiciones peligrosas
para el personal y los equipos dentro y fuera de la subestación, permite solucionar
inconvenientes sobre las condiciones de protección para realizar requerimientos de
seguridad, demandando un alto grado de exactitud en los valores de los parámetros que
determinan el funcionamiento de la puesta a tierra bajo estudio y condiciones transitorias.
Hay diferentes técnicas para medir la impedancia de la malla a tierra en la subestación,
tomando en cuenta un posible significado de la componente reactiva. Todas las técnicas
para medir impedancias de tierra son realizadas por la vía de circular una corriente de
prueba entre el sistema de tierra un electrodo remoto, medida en el mismo tiempo del
cambio de voltaje del sistema relativo de tierra con un electrodo de potencial de
referencia. En general para subestaciones de alta tensión, cuando su impedancia
comprende una significativa componente inductiva, las medidas no pueden ser hechas con
247
el tradicional medidor; en este caso el método de inyección de alta corriente pueden ser
aplicados con la frecuencia del sistema.
9.2.3.1 Método general. El método general para la medida de la impedancia a tierra se
lustra en la figura 62. La corriente de prueba (Im) es inyectada entre la subestación bajo
estudio y el electrodo auxiliar de corriente por la vía de un conductor auxiliar.
Figura 62. Método general para medir Impedancia
El aumento de potencial de tierra (Vm) causado por Im se mide por medio de un medidor
de alta impedancia y un conductor auxiliar aislado, extendido desde la estación de malla a
tierra, preferiblemente con un ángulo de 90º o más, con respecto a la línea de inyección
de corriente. Para encontrar el valor correcto de Vm, el potencial de la malla a tierra ha
sido medido con referencia a un electrodo de potencial auxiliar de tierra colocado con
distancia aumentada desde la estación hasta que la diferencia entre por lo menos 2 ó 3
lecturas sucesivas sea insignificante. Asumiendo que la medida no es influenciada por
interferencia, la impedancia de tierra de la subestación puede ser encontrada por:
248
zVm
Z g φIm
=
Se debe tener cuidado al colocar los electrodos P en cada punto.
9.2.3.2 Método de inyección de alta corriente. El principio de los métodos de inyección
de alta corriente, es el mismo ilustrado en la figura 62. La corriente de prueba Im es
inyectada a través de una línea superior conectada con un electrodo de tierra auxiliar a
alguna distancia del punto. Esta sonda de corriente puede estar cerca de la subestación o
a una torre distante que tenga baja resistencia de tierra. Se prefiere que todas las tres
fases de la línea de inyección estén conectadas en paralelo, así la impedancia del; circuito
de inyección llega a ser más baja en comparación con el uso de solamente una fase.
El aumento de potencial causado por la corriente a través de la tierra puede exceder el
voltaje residual; por tanto, una corriente de prueba del orden de 50 a 100 amperios es
recomendada. El aumento de potencial del sistema de puesta a tierra bajo estudio es
medido empleando un voltímetro, un conductor auxiliar y una sonda de voltaje lejana para
lograr el potencial cero de tierra. Se debe prestar atención a una posible inducción si esta
sonda corre paralela a una línea energizada. Hay que ensayar diferentes distancias y
averiguar el punto donde la diferencia de la medida sea insignificante.
Una lectura directa del medidor de diferencia de fase (ángulo), en unión con el voltaje y la
corriente medida; ha sido usado para determinar Zφ .
Este método presenta inconvenientes debido a que no se encuentra la disponibilidad de
una línea para la inyección de corriente.
249
9.2.3.3 Método de frecuencia de pulsación. Este método involucra una corriente de
prueba sincrónica, la cual necesita un suministro de potencia separado, véase figura 63.
Usualmente un generador portátil AC con una frecuencia de 1.1 a 0.5 Hz sobre o bajo la
frecuencia del sistema de potencia y una serie de condensadores son suficientes.
Debido al cambio de fase entre la corriente inyectada Im y la interferencia causada por la
red en operación normal, la frecuencia de pulsación máxima y mínima podrá ocurrir en la
línea de prueba tanto como en la medida de potencial. Los valores del máximo y mínimo
son medidos (Imax, Imín, Vmáx, Vmín), el voltaje y corriente residual (Vi, Ii) podrían
también ser la inyección de la corriente de prueba, entonces se calcula:
Im=1/2(Imax+Imin) para Im mayor que I i
Vm=1/2(Imax+Vmin) para Vm mayor que Vi
Vm=1/2(Imax-Vmin) para Vm menor que Vi
Im=1/2(Imax-Imin) para Im menor que Ii
Entonces;
inImáxIm
VminmáxVZm
±±
=
250
Figura 63. Método de la frecuencia de pulsación
Todos estos métodos se pueden profundizar en la norma ANSI / IEEE 80 capitulo 18.
9.3 TENSIÓN DE PASO Y TENSIÓN DE CONTACTO CIRCUITO EQUIVALENTE
Los fenómenos presentados por la presencia de puntos equipotenciales alrededor de los
equipos energizados pueden causar descargas eléctricas al personal que entra en contacto
con ellos. Los efectos de corriente descritos en la sección de seguridad industrial (Capitulo
2), pueden causar daños y hasta la muerte del personal, es por tanto que se hace
necesario realizar mediciones en los voltajes de contacto y de paso. Véase figura 64.
EcMALLA DE PUESTA A TIERRA
EP
Figura 64. Voltaje de paso y de Contacto
251
Ep=Tensión de Paso
Ec=Tensión de Contacto
Como se puede apreciar en la figura 64, los equipotenciales alrededor de los conductores
de la malla son los que deben ser minimizados.
Los contactos de contacto y paso pueden ser expuestos como circuito eléctrico, véase
figura 65 y figura 66 dónde:
Df
Ia
Ia
Rf
Rmf
U R Cuerpo
Figura 65. Tensión de paso
df = Imetro
RA = RB + 2RF – 2RMF
Ia = U / RA
Ω= 1000RB
IA < IB
252
Ia
Ia
Rf
RMF
Rf
RB
Figura 66. Tensión de contacto
RA = RB + ½ (RF +RMF)
Ia < IB
ts
KIB =
(IB)^2 ts = SB
IB = rms magnitud de corriente que atraviesa el cuerpo.
Ts = duración de la corriente en segundos.
SB = constante relativa a la energía de choque eléctrico tolerada por un porcentaje de una
población dada.
Donde K = 0.157 para una persona de 70 Kg.
corazóndelnfibrilaciónomAIB
segundosdurantemAts
IB
91
15157157.0
=
==
253
9.4 EQUIPO UTILIZADO PARA PRUEBAS DE PUESTA A TIERRA
El objetivo es determinar el valor de la resistencia de puesta a tierra y el estado en que se
encuentran los puntos de unión del conductor de tierra y el electrodo utilizado para hacer
el contacto con tierra, esto con el fin de garantizar la correcta operación de la misma en
caso de una descarga atmosférica o de una falla eléctrica.
9.4.1 Personal encargado de ejecutar las mediciones. Unicamente personal entrenado,
instruido y autorizado podrá ser el encargado de llevar a cabo las pruebas siguiendo las
normas de seguridad establecidas en el capitulo 2. Se puede utilizar un equipo como el
siguiente, para realizar las mediciones:
Equipo UNILAP GEO X, véase figura 67:
• La unidad básica, que sirve como cubierta protectora y como receptáculo de montaje.
• El instrumento de medida, que corresponde al modulo completo para mediciones
electrónicas. Incluye despliegue de información, medición de entrada y baterías.
Las funciones con que cuenta este equipo son:
- Medición del voltaje de interferencia (Ust).
- Medición de la frecuencia de la interferencia (Fst).
- Medición de la resistencia de la sonda (Rs).
- Medición de la resistencia auxiliar de los electrodos de tierra (Rh).
254
- Medición de resistencia de tierra en 3, 4 polos (Re) con o sin el uso de pinzas de
transformadores de corriente par medición selectiva de mallas sencillas que operan en
sistemas de tierra.
- Medición de resistencia en 2 polos con voltaje de AC (R~).
- Medición de resistencia con voltaje DC en 2 y 4 polos (R-).
BOTÓNROTATIVOCENTRAL
START
DISPLAY
SELECT
CHANGE
RECEPTACULO H
RECEPTACULO S
RECEPTACULO DEPINZAS
RECEPTACULO H
RECEPTACULO H
Figura 67. Equipo de prueba unilap geo x.
9.4.2 Elementos de una puesta a tierra.
Un electrodo, véase figura 68, de tierra se compone principalmente de:
1) Un conductor de tierra.
2) El conector del conductor y el electrodo.
3) El electrodo de tierra (varilla, malla, lamina).
255
2
3
1
Figura 68. Elementos de una puesta atierra
Las pruebas a los sistemas de tierra se deben realizar por lo menos anualmente, para
detectar cualquier cambio en el valor de resistencia del sistema de puesta a tierra y el
estado físico de los elementos que la componen.
De acuerdo con lo anterior se debe establecer con antelación a este procedimiento, la
fecha en que toda la subestación va a salir de funcionamiento (ej. Mantenimiento al
barraje), para así evitar tener que interrumpir el funcionamiento la subestación.
Además se deben buscar y revisar los datos de la puesta a tierra de la subestación, ya
sean los datos de construcción y memorias de diseño o en su defecto los datos de las
pruebas anteriormente hechas al sistema. Esto con el fin de tener parámetros claros sobre
el sistema de aterrizaje y poder establecer criterios de verificación.
256
La primera labor antes de hacer la prueba es limpiar los terminales de los electrodos del
sistema de puesta a tierra que se utilizaran para realizar las pruebas. Esta limpieza se
debe hacer pues los terminales pueden estar cubiertos con pinturas o grasas que impidan
que las lecturas sean las correctas. La limpieza se compone de raspar o lijar los
conductores y acoples de tierra, para luego proceder a quitar las grasas con gasolina u
otros líquidos útiles para tal fin.
9.4.3 Pruebas. Primero que todo se deben instalar al equipo sus baterías, verificando
antes que se encuentra apagado y desconectado. Luego fijar la función de medición y por
último instalar los conectores de medición, utilizando el método Wenner, presionar el
botón star. Recordar que este instrumento sólo se debe utilizar en sistemas sin tensión.
9.4.3.1 Condiciones normales de tierra. Aunque es difícil entrar a definir valores exactos
para una correcta puesta a tierra, a nivel general se ha establecido como norma que los
valores aceptables de resistencia de puesta a tierra son:
• Para subestaciones con niveles de tensión superiores a 115 kV el valor de la resistencia
de puesta a tierra debe ser menor o igual a 1Ω.
• Para subestaciones con niveles de tensión inferiores a 115 kV el valor de la resistencia
de puesta a tierra debe ser menor o igual a 3Ω.
9.4.3.2 Causas de lecturas erróneas. Los factores que afectan una lectura son
básicamente tres: el primero es la composición del suelo, el cual puede variar a través del
tiempo; el segundo es la humedad del suelo o la cantidad de agua del mismo, por tanto se
257
debe tener en cuenta el factor meteorológico de los días previos a las pruebas; y el
tercero es el estado de los electrodos. Se deberá realizar este procedimiento
preferiblemente en temporada seca, donde los suelos son más secos y por tanto la
resistividad del suelo es alta.
Antes de iniciar las pruebas a los electrodos se deberá verificar la continuidad de los
conductores de tierra véase figura 69, los cuales conectan a los equipos que se están
aterrizando.
Los clavos para la sonda y el electrodo auxiliar deben ser fijados por fuera del área de
influencia del gradiente de potencial del electrodo de tierra y del electrodo auxiliar de
tierra. Normalmente una condición tal se logra dejando una distancia de más de 20m.
entre el electrodo de tierra y los clavos de tierra, así como entre de los clavos de tierra.
ELECTRODODE TIERRA
C1/E
ELECTRODODE PRUEBA OSONDA P2/S
ELECTRODOAUXILIAR DETIERRA C2/H
Figura 69. Continuidad de electrodos.
Sin embargo, para evitar problemas debidos a la influencia de la profundidad a la que esta
el electrodo de prueba, véase el cuadro 24 para guía ubicación de los electrodos.
258
Cuadro 24. Distancia de electrodos de prueba
Distancia aproximada a los electrodos de prueba auxiliares usando el métododel 62%.
Profundidad del electrodobajo prueba C1/E.
Distancia a electrodo deprueba P2/S.
Distancia a electrodoauxiliar C2/H.
1.8 m 13.7 m 22.0 m2.8 m 15.2 m 24.4 m3.0 m 16.8 m 26.8 m3.6 m 18.3 m 29.3 m5.8 m 21.6 m 35.0 m6.1 m 22.5 m 36.6 m9.1 m 26.2 m 42.7 m
Una medida de precaución con la veracidad de los resultados, es realizar pruebas de
precisión de los resultados. Esto se hace colocando de nuevo el electrodo auxiliar de tierra
o la sonda a una distancia de 1 m en cualquier dirección, y haciendo una nueva medición.
Si el valor permanece invariable, la distancia ínter – electrodica es suficiente, si la
medición varia más de un 30%, se debe aumentar la distancia.
9.4.3.3 Medición de resistencia de tierra en 3 y 4 polos. En esta prueba se miden la
resistencia y la capacidad de disipación de cualquier tipo de electrodo de puesta a tierra.
Luego de haber hecho las conexiones, tal como lo indica la figura 69, se debe dar 1
minuto al equipo para que haga las pruebas automáticas. Pasado este tiempo, se puede
presionar el botón star y se podrá ver en la pantalla el valor de Re (Resistencia de tierra).
También se pueden obtener los valores de parámetros relevantes como Rs (Resistencia de
la sonda) y Rh (Resistencia del electrodo auxiliar de tierra) presionando el botón Display
259
9.4.3.3.1 Medición de resistencia de electrodos sencillos de tierra. Se debe conectar el
UNILAP GEO X como se muestra en la figura 70. El terminal E debe ser conectado antes
de la pinza pero por debajo de cualquier conexión a tierra paralela. Antes de realizar la
medición se debe verificar que el rango de transformación de la pinza que se fija en el
instrumento corresponda a las utilizadas.
Figura 70. Medición de electrodos sencillos.
Ahora bien, para realizar la medición solo basta con presionar la tecla start y en la pantalla
se desplegara el valor de Re. Para recuperar los valores de Rs y Rh presione la tecla
display
Para probar la exactitud de los resultados y asegurarse de que el electrodo de tierra esta
fuera de la influencia de los otros electrodos, se deberá enterrar el electrodo de prueba de
nuevo 1 m en cualquier dirección y volver a medir. Se tendrá en cuenta el criterio anterior
de 30% para saber si la medida es buena.
260
Como se puede apreciar la ventaja de este método y de la utilización de la pinza es que no
se debe desconectar el electrodo para hacer su medición individual.
9.4.3.4 Medición de resistencia en torres y estructuras. Utilizando una pinza de
transformador de corriente de 12 pulgadas de diámetro se puede medir la resistencia
individual de cada apoyo sin desconectar ningún terminal de tierra. En la figura 71 se
muestra la manera en que debe hacerse la medición de cada una de las patas, generando
cuatro valores de resistencia individuales (Ra, Rb, Rc y Rd). Para saber el valor total de la
torre RE se debe hacer el calculo.
R
Raaa R
Rd
dcba
TOTALE
RRRR
R1111
1
+++=
Figura 71. Medición de torres y estructuras.
261
9.4.3.4.1 Medición de resistencia de tierra en subestaciones. Al conducir una intervención
en una subestación para hacer una medición de tierras se debe primero determinar la
naturaleza del sistema de tierra, es decir si son varillas, malla, etcétera. Una vez que se ha
determinado el sistema que pone a tierra la subestación, se pasan a realizar las
mediciones del caso. Estas generalmente se centran en los pararrayos, transformadores
de potencia, torres y a la malla de puesta a tierra, ya que estos son los puntos de mayor
importancia en un sistema de puesta atierra. Sin embargo este tipo de pruebas se debe
ejecutar sobre todos y cada uno de los equipos que están conectados a la malla de puesta
a tierra, sin importar su tamaño, véase figura 72.
MALLA DEPUESTA A
TIERRA
CONECTOR A TIERRA
TORRETRANSFORMADOR
Figura 72. Sistema de puesta a tierra de una subestación.
262
C1/E
P2/S
C2/H
La primera medida que se toma en una subestación es una medida de prueba, la cual
permite establecer si existe un contacto eléctrico firme entre la malla y los electrodos de la
misma, y si esta es capaz de conducir corriente.
La segunda medida que se debe tomar en una subestación es la de resistencia del sistema
total. Se recomienda utilizar el método de la caída de potencial de 3 polos conectando el
UNILAP GEO X como se muestra en la figura 73. Para la ubicación de los electrodos se
debe tener en cuenta el cuadro 25, ya que no se aplican las mismas distancias que para la
medición de simples electrodos.
Cuadro 25. Valores de espaciamiento de los electrodos
Medida diagonal de la mallade tierra, o campo.
Distancia a la punta deprueba S.
Distancia a la puntade prueba H.
15.0 m 30.5 m 49.0 m23.0 m 46.0 m 73.0 m30.5 m 61.0 m 97.5 m46.0 m 91.0 m 152.0 m61.0 m 122.0 m 198.0 m
NOTA: Se entiende por diagonal la distancia entre dos puntas opuestas de la malla.
Figura 73. Medición de un sistema de malla.
263
Después de completar la prueba de caída de potencial de 3 polos para la malla entera, se
debe proceder a medir las varillas de tierra y sus conexiones con la malla individualmente,
usando el método “selectivo” con pinza transformadora. En la prueba selectiva con pinza
se mide cada conexión separadamente sin tener que desconectar el electrodo. El propósito
de la prueba selectiva es asegurar que la resistencia en el interior de la malla esta
repartida uniformemente. Una medición que muestre un alto grado de variabilidad en
relación con otras mediciones, es un indicativo de algún probable problema que debe ser
investigado.
9.5. RECOMENDACIONES PARA REDUCIR LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA.
- Incrementar el área efectiva cubierta por el sistema de puesta a tierra, colocando más
varillas lateralmente.
- Reducir el tamaño del enmallado, es decir, colocar nuevas varillas entre las ya
existentes.
- Incrementar el número de varillas enterradas cuando el área es muy pequeña,
observando que entre ellas se conserve una separación de por lo menos 1,5 veces su
longitud. Este sistema sirve si la resistencia de la capa inferior es menor o igual que la
de la capa superior.
- Reforzar el perímetro de la malla instalando varillas adicionales en este.
264
- Mejorar el terreno alrededor de las varillas enterradas (10 cm) utilizando compuestos
químicos como el cloruro de sodio, hidrosolta, geles o utilizando bentonita. Una de las
dificultades del uso de la bentonita es que necesita de agua para mantener sus buenas
características eléctricas y debido a que el contenido de humedad inicial la obtiene de
la preparación previa para su aplicación, una vez instalada, absorbe la humedad del
suelo que la rodea pero si este es seco, no podrá mantener fácilmente sus
características.
- Si la resistividad de las capas inferiores del terreno es inferior a la que se presenta en
la capa superficial, se pueden utilizar contrapesos, preferiblemente de cable de acero y
no de cobre, siempre y cuando la resistividad del terreno sea superior a 200Ω-m, En
caso contrario se deberá utilizar cobre. Igualmente se deben evitar los contrapesos de
más de 60 m.
- Cuando el área es muy grande y si, aún así, no se logra disminuir la resistencia de
puesta a tierra, es prácticamente imposible disminuirla con tratamientos químicos
independientes. En estos casos se recomienda llenar las zanjas de los contrapesos con
bentonita que recubra un radio aproximado de 5 cm alrededor de los conductores.
265
10. EXPERIENCIA EN COLOMBIA
La mayoría de las Empresas de explotación de la Energía Eléctrica del país han
evolucionado, en lo que respecta a mantenimiento, de acuerdo con el avance de la
tecnología. La precaución por minimizar la indisponibilidad de equipos por daños en los
mismos, ha hecho muy marcada la diferencia entre unas y otras. Desde un comienzo la
inspección visual o chequeo se ha ejecutado con equipos rudimentarios y una
organización media, se puede decir que solamente hubo atención a fallas, con grandes
pérdidas en las compañías.
Los estudios realizados por compañías extranjeras demostraron los beneficios que se
alcanzan en la realización del mantenimiento preventivo a los equipos de control,
protección, medida y Potencia. Adicionalmente los proyectos ejecutados por grandes
compañías extrajeras dejaron sus experiencia a ingenieros Colombianos que empezaron a
aplicar los conocimientos adquiridos durante el desarrollo de los proyectos. La literatura
acerca del tema es bastante amplia, los artículos técnicos día a día generan impactos que
son interpretados por los ingenieros dedicados al tema y que se aplican a las diferentes
compañías, es así que compañías como EEPPM, ISA, CHEC, EEB, se han colocado a la
delantera en eficiencia de los equipos asociados a su sistema de potencia.
La Empresa de Energía de Bogotá realizo inversiones comprando equipos para ejecutar
mantenimiento a los relés, transformadores de corriente, transformadores de potencial,
266
interruptores, transformadores de potencia, instalación de un laboratorio de análisis de
aceite, creación de una división de mantenimiento dividido en tres partes: mantenimiento
de subestaciones, mantenimiento de control y protecciones y mantenimiento de líneas de
transmisión.
Así mismo EEPPM, ISA y CHEC recurrieron a la tecnología, comprando equipos y
capacitando personal con el fin de minimizar el fallo de los equipos, con el surgimiento de
programas (software) inteligentes desarrollados para computador, se crearon
herramientas con destino a ser aplicadas a mantenimiento, con el fin de mejorar su
administración, organización y ejecución de las labores inherentes y reducción de costos.
El mantenimiento obedece a la experiencia adquirida por los profesionales que laboran en
las áreas de campo, quienes diagnostican por el estado de envejecimiento deterioro de los
equipos, programando el tipo de mantenimiento periódico aleatoriamente, sin embargo
con la compra de equipos sofisticados, se ha logrado reordenar y mejorar los criterios para
ejecutar las labores, comparándolas con las recomendaciones dadas por los fabricantes y
las normas Internacionales que tienen que ver con la capacidad de aguante y robustez
durante la ocurrencia de fallas en los diferentes niveles de tensión.
La no-tenencia de historiales detallados de eventos y cantidad de maniobras ocurridas
sobre los equipos de potencia, agravan el problema ya que los estudios se basan en la
experiencia y lo sugerido por el fabricante (quien cumple con los requerimientos de las
normas Internacionales y nacionales), requiriéndose una gran cantidad de información
individual por cada equipo del sistema de potencia.
267
Otro factor a tener en cuenta es el crecimiento desordenado de las ciudades de nuestro
país, lo cual obliga a las Empresas distribuidoras a sobrecargar sus equipos disminuyendo
su vida útil y aumentando el riesgo de falla. Esto implica que en el futuro cualquiera de
los elementos será reemplazado debido a: deterioro, caída de tensión y/o sobrecargas,
aumentando la necesidad de modernizar sus equipos a altos costos.
Las nuevas reglamentaciones de la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) ha
obligado a las Empresas distribuidoras a realizar inversiones y a mejorar las técnicas de
mantenimiento para mejorar las interrupciones de energía y, por ende, las interrupciones
del suministro a los clientes; es así como EEPPM y CHEC administran el oficio a través de
programas de computador mejorando la eficiencia en sus sistemas. Bajo esta premisa los
indicadores de falla tienden a alcanzar un gran índice en lo que al mantenimiento de los
equipos de control y protecciones se refiere; si bien es cierto que el dispositivo de
protección debe ejecutar la orden de desconexión del elemento protegido por variaciones
abruptas en sus condiciones nominales, ésto obliga a dedicarle tiempo para que sus
condiciones de operación se mantengan intactas: su primer objetivo es mantener altos
niveles de continuidad en el servicio y, cuando condiciones intolerables ocurran, minimizar
los tiempos de salida de la parte afectada, disminuyendo daños en los equipos y
accesorios para la distribución; por tal razón las Empresas invierten en personal y equipos
que constantemente verifican el estado de los dispositivos de protección.
El sector eléctrico colombiano ha creado entes que se encargan de analizar los eventos
ocurridos que afectan el sistema, ocasionando deslastres de carga, afectación de equipos,
adquiriendo la experiencia y arrojando conclusiones para ser aplicadas al sistema, así
268
mismo ACIEM (Asociación Colombiana de Ingenieros), convoca a reuniones periódicas
sobre mantenimiento, para revisar y analizar experiencias en las empresas del sector.
El desarrollo de la tecnología en los diferentes equipos del sistema de potencia tiende a
minimizar las labores de mantenimiento.
10.1 RECOMENDACIONES
Son comunes los casos en los que, en subestaciones con varios años de vida úti,l se
encuentre que uno o más de sus componentes ya no tienen la capacidad de corto circuito
que demanda la expansión del sistema eléctrico. La rehabilitación puede requerir una o
varias de las siguientes acciones:
- Reemplazo de interruptores existentes (en aceite por ejemplo), con interruptores
nuevos de mayor capacidad de corto circuito (en SF6, por ejemplo).
- Reemplazo de equipo de Seccionadores (con nueva capacidad de corto circuito).
- Reemplazo de refuerzo de algunas porciones del barraje de la subestación para lograr
una capacidad mayor de corto circuito.
- Reingenieria de los sistemas de tierras existentes.
269
- Verificación de las distancias eléctricas, en particular si las nuevas cuchillas de
conexión y desconexión en posición abierta pueden soportar las fuerzas resultantes de
un corto circuito. También es probable que se requieran nuevos aisladores y miembros
estructurales que los soporten.
10.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA
10.2.1 Subestaciones de potencia. El conjunto de subestaciones, actualmente en servicio,
se caracteriza por su configuración eléctrica, capacidad y tiempo de servicio. El 85% de las
subestaciones tienen una configuración del tipo barraje sencillo, con una carga típica de
90 MVA (tres transformadores por subestación). El 30% de las subestaciones tienen más
de 30 años de servicio y otro 30% figuran instaladas entre 10 y 20 años. Un 20% se ha
instalado en los últimos cinco años.
Niveles de voltaje: 500, 230, 115, 57.5, 34.5 y 11.4 kilovoltios, con topología en anillo en
230, 115, 57.5 kV, dan forma al sistema de eléctrico de potencia.
Las subestaciones las componen los transformadores de potencia, voltaje y corriente,
interruptores, seccionadores, pararrayos, celdas, cables, herrajes y conectores. Este grupo
de equipos permanece energizado continuamente, permitiendo el paso de la energía
proveniente de la generación y de la Interconexión Nacional hacia las redes de
Distribución. Son objeto de mantenimiento periódico y permanente atendida por
operadores en sitio. Como ejemplo, se puede ver el estado general, como en el caso de
los transformadores de potencia de Codensa, donde se observa que más del 30% de los
trafos ya cumplieron su vida útil estimada (25 a 30 años), otro 20% en 5 a 10 años
270
habrán cumplido su vida útil. Un diagnóstico, con base en el análisis del aceite dieléctrico,
practicado al 50% de los transformadores instalados, reflejo que cerca de 50 unidades
requieren reacondicionamiento inmediato y algunas (10) solo les resta esperar su
inminente falla.
En el manejo de Planos e Información Técnica para el soporte de la operación y
mantenimiento de las subestaciones, se observa que en la mayoría de las empresas, La
construcción de ampliaciones y/o remodelaciones en las subestaciones y el mantenimiento
correctivo, que obliga a cambios de tipos de equipos, implican técnicamente nuevos
conexionados, nuevas borneras, nuevo diseño y, en muchos casos, un cambio de filosofía
y, por lo tanto, nuevos planos de lo que queda construido y en operación comercial. El
crecimiento de las Empresas en la última década ha sido tal, que el sistema de planos
tradicional no alcanza a ser actualizado oportunamente.
10.2.2 Plan de mantenimiento eléctrico. La mayoría de las compañías aplican la filosofía,
bajo una infraestructura, para asistir al mantenimiento de los equipos bajo un programa
de mantenimiento con carácter preventivo, basado en el principio de que cada equipo
debe ser revisado, por lo menos, una vez al año como mínimo. Esta acción ha permitido
reducir, considerablemente el número de fallas eléctricas en la última década. De los
diversos equipos de A.T, los fabricantes de éstos y la ingeniería de mantenimiento,
recomienda intervenciones precisas en transformadores de Potencia e interruptores, por
ser equipos de tipo dinámico en su característica de operación. Dada la gran cantidad de
equipos que poseen sus sistemas, muchas veces, no se pueden atender puntualmente a
cada uno. Sin embargo, el sistema de mantenimiento tiene la siguiente configuración:
271
10.2.2.1 Mantenimiento preventivo. Inspección anual y revisión general trianual, con
equipo desenergizado, a interruptores y transformadores con equipos asociados a éstos.
10.2.2.2 Mantenimiento Predictivo. Inspección periódica basándose en termografía,
ultrasonido y análisis de dieléctricos, líquidos y gaseosos (aceite dieléctrico y gas SF6), con
equipo energizado y en operación.
10.2.2.3 Mantenimiento Correctivo. Cuando, a pesar de cumplir los programas anteriores,
el equipo falla, éste es asistido inmediatamente en cualquiera de las 24 horas del día.
10.3 DESARROLLO TECNOLÓGICO EN EL MANTENIMIENTO
El avance tecnológico en la ingeniería del mantenimiento busca nuevas técnicas que
permitan diagnosticar el estado de un equipo eléctrico. Las Empresas, por lo tanto, con un
sistema de potencia considerable a escala mundial, no se pueden quedar atrás. Es así
como desde hace algunos años, se utiliza la termografía como una herramienta valiosa, en
la ubicación y detección de fallas térmicas en los equipos, donde se han encontrado un sin
número de puntos calientes, que en caso de no haber sido detectados, producirían
pérdidas económicas incalculables.
El análisis fisico-químico y cromatografía de gases del aceite dieléctrico, para
transformadores, permite combinadamente con otras pruebas especiales, establecer
deficiencias en los equipos tomando una muestra del aceite en campo y analizándola en el
laboratorio, evitando fallos en los equipos que utilizan este medio de aislante. Esto
272
garantiza la continuidad, confiabilidad y competividad en el suministro del servicio de
energía transportada y transformada, mediante la planeación, programación, coordinación,
dirección, operación y ejecución de las inversiones en los mantenimientos preventivo,
correctivo y mejorativo a los sistemas de control, protecciones, medida y D.C de cada una
de las empresas distribuidoras, para permitir obtener un alto índice de disponibilidad
operativa de los equipos asociados, una disminución de los tiempos de interrupción anual
y de la frecuencia media de interrupción, una reducción de las pérdidas por energía dejada
de facturar y un incremento de la calidad del servicio.
Los equipos asociados directamente al mantenimiento tienen un alto costo, véase cuadro
26, por sus características técnicas especializadas.
Cuadro 26. Costos típicos de los equipos instalados en las subestaciones
Un relé de protección US$5000Un relé auxiliar US$1000Un elemento de medida US$1000Un banco de baterías US$15000Un cargador de baterías US$8000Un módulo de transmisión US$40000Un tablero de regulación US$20000Una celda de distribución US$15000Un CT o un PT US$8000
Lo anterior, permite concluir que el costo aproximado de los equipos bajo la
responsabilidad del mantenimiento es una cifra de muchos dólares y éstos a su vez
protegen los equipos de las líneas de transmisión y de las subestaciones cuyo costo
aproximado es del orden de 40 a 50 veces el costo estos equipos.
273
Finalmente, es importante resaltar que cada uno de los sistemas de distribución de las
empresas del país, está compuesto de elementos de diferentes marcas, tipos y
tecnologías, lo que conforma un universo de trabajo disímil que no permite obtener una
definición de procesos unificada.
10.4 Conclusiones. Un ciclo de mantenimiento no se rige por normas estrictas que
recomienden o definan los tiempos más aconsejables; la experiencia en el sistema
colombiano demuestra que el periodo de revisión máximo no debe ser mayor a dos (2)
años.
La Mayoría de las grandes compañías de distribución, poseen subestaciones rurales que
dadas las condiciones actuales del país es difícil realizarles mantenimiento, otras por su
difícil acceso o por falta de recursos humanos, lo que se ve reflejado en mala calidad en la
prestación del servicio.
Hay grandes deficiencias en la coordinación de protecciones de circuitos de distribución
urbana y rural, por razones iguales a las anteriores, lo cual redunda también en mala
calidad en la prestación del servicio.
No se han implementado, en los circuitos de distribución, tecnologías que permitan ubicar
rápidamente los sitios de fallas, lo que obliga ha demorar la maniobra de restablecimiento
del servicio.
274
10.5 Soluciones
- Administración del mantenimiento.
- Actualización de planos.
- Sistematización de subestaciones.
- GIS (Sistema de Información Geográfico).
- Soporte administrativo.
Este programa debe contener los siguientes módulos:
- Registro de herramientas y equipos de pruebas.
- Proveedores.
- Planificación del mantenimiento.
- Control del mantenimiento.
- Órdenes de trabajo.
275
- Registro de componentes.
- Registro de unidades funcionales.
- Contabilidad de costos.
- Estadísticas de operación y mantenimiento.
- Evaluación de desempeño de personal.
- Historial del mantenimiento.
- Rendimiento de equipos.
- Control de gestión del área.
- Administración de catálogos y planos.
- Interacción con los planos de la subestación.
- Control y manejo de contratos.
- Reporte de daños.
276
- Control y seguimiento de garantías y equipos.
- La actividad de mantenimiento persigue la optimización de la disponibilidad de las
instalaciones en las mejores condiciones de seguridad y al menor costo posible.
10.6 INDICES
En el ejercicio de mantenimiento es necesario establecer parámetros que valoren y
controlen dicha actividad y que permitan conocer el estado de las instalaciones y estudiar
acciones que conduzcan a mejorarlo.
En este sentido se orienta la elección de los índices que permitan cuantificar la calidad del
mantenimiento de una forma objetiva cuyo interés principal radica en su utilidad como
medio de comparación entre compañías y como herramienta de análisis de su evolución
en el tiempo. Para contrastar la elección de estos indicadores que se elaboran por
diferentes compañías u organismos nacionales e internacionales interesados en este tema.
Las características que deben satisfacer aquellos elementos que se utilicen para calificar
cualquier actividad y en particular el mantenimiento, deben ser:
- Uniformidad; es decir la posibilidad de establecer datos homogéneos, procesos de
cálculo equivalentes y por lo tanto resultados comparables.
- Obtención sistemática; es decir la elaboración mediante procesos regulares y referidos
a períodos de tiempo concretos.
277
- Cuantificables; es decir la posibilidad de medirse y posteriormente traducirse en
índices.
Los aspectos que determinan la calidad del mantenimiento son:
- Disponibilidad.
- Costos.
- Fiabilidad.
Conviene, no obstante señalar que la mejor idea de la calidad del mantenimiento
efectuado se obtiene por una equilibrada conjunción de los tres parámetros.
10.6.1 Disponibilidad. En las instalaciones de alta tensión, la disponibilidad viene
condicionada por tres tipos de eventos:
- Los descargos de las instalaciones para realizar trabajos de mantenimiento en ellas.
- Las incidencias fortuitas que producen indisponibilidad de mayor o menor duración.
278
- Causas ajenas a la explotación que tienen que ver entre otras, con la incidencia
producida por nuevas instalaciones en construcción o por implicaciones de terceros
sobre las instalaciones.
La disponibilidad de un elemento de subestaciones se expresa por el porcentaje del
tiempo total que dicho elemento ha estado disponible para el servicio durante un periodo
estudiado.
Su cálculo se efectúa a través de la Tasa de Indisponibilidad definida como:
tp*Ne
tiTI ∑=
donde:
ti = tiempo de indisponibilidad de cada elemento.
Ne = Número de elementos.
tp = Duración del periodo en estudio.
Los elementos significativos de subestaciones a los que cabe aplicar este índice son:
- Celdas dotadas de interruptor.
- Grandes máquinas: transformadores y reactancias.
279
De igual forma que en líneas se puede definir que la tasa de indisponibilidad total de
celdas o máquinas como:
donde
Tim = Tasa de indisponibilidad por mantenimiento.
Tia = Tasa de indisponibilidad por averías o fallos.
Tio = Tasa de indisponibilidad por causas ajenas.
La disponibilidad total se obtiene como:
El cálculo de la Disponibilidad se efectuará para elementos de las subestaciones.
En el caso de los transformadores, estos se asocian a la tensión más alta entre las del
primario y secundario dentro de los siguientes rangos de tensión:
Otro indicador que orienta sobre la eficacia de las organizaciones del mantenimiento es el
tiempo medio de reparación (MRT Mean Repair Time), en especial el referido a fallos
mayores, que se calcula como:
280
Σ
donde
tir = Tiempo de reparación de cada fallo mayor.
Nfm = Número de fallos mayores.
La utilización de indicadores económicos introduce dificultades de comparación entre
compañías por la propia estructura de cada empresa y las diferentes prácticas de
contabilidad junto con diferencias en los diseños de los sistemas de alta tensión y su
construcción que condicionan en gran medida las prácticas de mantenimiento.
Esta limitación se puede soslayar mediante el empleo de índices referentes a la dedicación
empleada en mantenimiento, expresada en horas-hombre, por cada ítem de seguimiento.
La dedicación de la actividad de mantenimiento a elementos de subestaciones Ct,
(considerado como elemento celda dotada de interruptor o gran máquina) se puede
expresar como:
Ne
hhiCt
∑=
Σ hhi = Número de horas-hombre de dedicación directa al mantenimiento de los
elementos de subestaciones considerados: celdas o grandes máquinas. (A efectos de
calculo de dedicación de recursos, un banco de tres unidades monofásicas se considera
como tres máquinas).
281
Ne = Número de elementos de subestaciones de una determinada tensión.
De igual forma se puede expresar
Otro indicador que califica la actividad de mantenimiento también de forma parcial, pero
significativa, es la relación entre los recursos utilizados en la reparación de las averías de
las instalaciones y los empleados en su mantenimiento calculado como:
CpCa
Ca
Ne
hhp
Ne
hhaNe
hha
Car+
=+
=∑ ∑
∑
donde
hha = Número de horas/hombre empleados en la reparación de averías.
hhp = Número de horas/hombre de dedicación directa al mantenimiento de las
instalaciones (preventivo + predictivo).
10.6.2 Fiabilidad. La fiabilidad de las instalaciones se puede entender como el grado de
cumplimiento de sus características nominales por un periodo de tiempo determinado. En
cualquier caso un estudio de fiabilidad se soporta en una recopilación de datos sobre los
fallos de las instalaciones convenientemente calificadas (tipo de incidente, causa, fechas,
causa de la avería en su caso, consecuencia del incidente, etc.) y de él se obtienen como
indicadores tasas de fallo.
282
En las subestaciones, se estudia la fiabilidad por el número de fallos mayores de sus
elementos, entendiendo por tal, aquellas incidencias que provocan la pérdida completa de
las funciones que son requeridas (fuera de servicio para reparación).
Dicha tasa de fallo se calcula como:
donde
Fs =Tasa de fallos en los elementos de subestaciones que puede ser referida a:
- Celdas dotadas de interruptor.
- Grandes máquinas: transformadores y reactancias.
A efectos de calculo de la tasa de fallo, un banco de tres unidades monofásicas se
considera como tres máquinas.
También se puede contemplar equipos individualizados:
- Interruptores.
- Seccionadores.
- Transformadores de intensidad.
283
- Bobinas de bloqueo.
- Otros.
Nfm = Número de fallos mayores de los elementos de subestaciones de una determinada
tensión en los transformadores de potencia se consideran fallos los que provocan disparo
con bloqueo.
Ne = Población de elementos a los que se refiere la tasa de fallo.
En las subestaciones también se usa como indicador asociado a la fiabilidad de los equipos
de tiempo medio entre fallos (MTBF Medium Time Between Failures) que, referido a los
fallos mayores, proporcionan información sobre el grado de cumplimiento de las funciones
requeridas a un determinado tipo de elementos.
Se calcula como:
donde
Ne = Número de elementos.
tp = Duración del periodo de estudio.
Nfm = Número de fallos mayores.
284
Al igual que los índices de Disponibilidad, los elementos significativos de subestaciones a
los que cabe aplicar este índice son:
- Transformadores y reactancias.
- Interruptores.
- Transformadores de intensidad y tensión.
- Seccionadores.
Dado que los interruptores son elementos activos que tienen mayor impacto sobre la
configuración de una red eléctrica, influyen de forma importante sobre la fiabilidad de la
misma. Por ello resulta aconsejable evaluar su comportamiento con el mayor detalle
distinguiéndolos por el medio de extinción: exafloruro de azufre, aire comprimido ó
pequeño volumen de aceite, midiendo por cada tipo los índices de fiabilidad.
Además de los índices anteriormente expuestos se puede recurrir a otros que también dan
una idea de la calidad de mantenimiento, como el Tiempo medio de interrupción por
incidencias o el Tiempo equivalente de interrupción de la potencia instalada TIEPI, pero su
utilización deberá ser por un equilibrio entre el número de indicadores que se usen y la
capacidad de corregir sus valores periódicos mediante criterios de actuación en el
mantenimiento de las instalaciones.
285
11. CONCLUSIONES
Es importante tener conocimientos en el idioma inglés, ya que la mayoría de la
información entregada por los fabricantes de equipos, las normas internacionales y gran
parte de la información vienen en este idioma.
Es de vital importancia tener presente las normas de seguridad durante la realización de
cualquier labor de mantenimiento, ya que cualquier error puede ocasionar lesiones graves
e incluso la muerte, además de los daños materiales y desmejoras en calidad.
Dada la última reglamentación de la CREG, las compañías tendrán que ubicarse dentro del
marco de la competitividad, eficiencia y calidad del servicio que se presta es así que cada
uno deberá mejorar en un 100% los parámetros referentes al mantenimiento, con lo cual
se mejora en confiabilidad y disponibilidad de los equipos que conforman el sistema de
generación transmisión y distribución de energía.
Por lo anterior, se desprende que el mantenimiento deberá ir ligado a los criterios de
confiabilidad y disponibilidad de los equipos, en condiciones normales de carga y bajo
condiciones extremas de cortocircuito. El avance de la tecnología permite predecir, a
través de mantenimiento predictivo, posibles fallos en los equipos que componen el
sistema de potencia, utilizando técnicas como termografia, análisis de gases, ultrasonido,
láser, etc.
286
Al hablar de disponibilidad y confiabilidad de los equipos de potencia, se deja entrever
que, desde el punto de vista económico, las empresas que no estén dispuesta a invertir
en mantenimiento enfrentarán riesgos de pérdida en rentabilidad, equipos, competitividad
y calidad de los procesos de producción. Esto implica que las empresas deben invertir o
destinar recursos en dinero y tiempo para preparar o especializar a sus profesionales o
técnicos en el campo de mantenimiento con un objetivo final, mejorar la calidad de la
prestación de servicio.
Si bien es cierto que la falta de mantenimiento de los equipos tiende a disminuir su vida
útil y, por consecuencia, los hace vulnerables a condiciones externas adversas,
repercutiendo en el desmejoramiento de la productividad, el exceso de mantenimiento
también es perjudicial desde la óptica económica y técnica y, por lo tanto, se debe buscar
un punto de equilibrio para obtener una adecuada planeación de las actividades a ser
desarrolladas.
El mantenimiento comienza desde las especificaciones técnicas de los equipos para su
compra, los criterios de diseño y que por lo tanto, tendrán que ser muy rigurosos,
adaptándose y cumpliendo con las normas nacionales e internacionales. Un adecuado
funcionamiento de los equipos, con criterios de diseños bien fundamentados es aquel que,
bajo condiciones de cortocircuito, descargas atmosférica, sobrevoltaje por maniobras,
condiciones de inestabilidad del sistema, nivel de aislamiento, altura de operación, etc., no
desmejorán la vida útil.
287
Es necesario, entonces, realizar una base de datos de cada uno de los equipos que hacen
parte integral del sistema objeto del mantenimiento, consignando en ella la información de
las características y pruebas realizadas durante su puesta en marcha (proyectos nuevos),
o de las tareas rutinarias realizando un seguimiento individual de cada equipo,
aprovechando para la información, los registros de elementos como registradores de
fallas, relés numéricos, etc.
El 70% de las subestaciones poseen relés de tecnología electromecánica, esto aumenta
las tareas de mantenimiento y el riesgo de errores en la evacuación de fallas por la
cantidad de puntos que tienen que recorrer el disparo hacia la bobina de apertura.
La mayoría de los daños en los equipos de potencia se presentan durante eventos de
fallas en las líneas de transmisión, siendo estas las verificadoras de los resultados finales
del mantenimiento.
Los conocimientos en mantenimiento se han desarrollado básicamente a través de la
experiencia del recurso humano dedicado a la labor, la forma de desarrollar las
actividades se transmite de persona a persona, liderados por aquellos que tienen la mayor
antigüedad, no hay políticas de las universidades tendientes a desarrollar la cátedra de
mantenimiento.
El transformador de potencia será el indicador de la calidad del mantenimiento ejecutado
en una subestación.
288
La vida útil del transformador es la vida útil del aislamiento
El agua es el enemigo número uno de la vida útil del transformador; el número dos es la
degeneración del aceite cuando hay cortocircuitos externos al transformador.
Con los equipos de tangente delta, termografía y la aplicación de las normas ASTM, se
puede minimizar la rata de disminución de la vida útil del transformador, pero no le
aumenta la vida útil al equipo.
En las labores de mantenimiento se considera que el sistema está íntegramente
constituido, y que el fallo del más insignificante de los elementos puede acarrear
problemas graves en los más importantes; por ésto la falla de algún elemento hará pensar
que las labores ejecutadas no son la más adecuadas y deben tomarse medidas para que
no se vuelva a repetir.
Las compañías de distribución de energía, en Colombia, han optado por realizar
inversiones en equipos para mantenimiento predictivo, tales como cromatografía de gases,
termovisión, ultrasonido, los cuales permiten establecer posibles daños en los equipos sin
necesidad de desenergizarlo; ésto disminuye los costos por administración y operación,
adicionalmente al beneficio del usuario y cumplimiento de disposiciones de la CREG.
Cuando hay necesidad de desernergizar equipos, resulta muy útil utilizar la tecnología para
análisis dinámico de interruptores y las pruebas de tangente delta.
289
La verificación en campo de los equipos del sistema de potencia, bajo los lineamentos de
las pruebas propuestas por este trabajo, guía al personal encargado de la labor a
ejecutarla bajo condiciones de seguridad, conocimiento claro de cada una de las
actividades y los criterios que se deben tener en cuenta. Esto repercute en la disminución
del tiempo de ejecución de las tareas, organización de las labores, minimización del
personal ejecutor de la actividad, detección de posibles fallos en los equipos, disminución
de la rata de envejecimiento del aislamiento de los equipos, equilibrio en los indicadores
de la calidad del mantenimiento (Disponibilidad, costos y fiabilidad), cumplir con las
reglamentaciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Optimizar el
mantenimiento disminuyendo costos, rentabilizar las instalaciones y prolongar su vida útil,
adoptar la calidad del suministro a la demanda del mercado y sus señales económicas.
Los equipos asociados al sistema de potencia son diversos y de numerosos fabricantes,
por tal razón, el proyecto se basó en la experiencia acumulada y los criterios de
mantenimiento dados por el fabricante de los equipos más conocidos para cumplir con los
objetivos inicialmente propuestos. Esto significa que las pruebas propuestas cumplen para
la mayoría de los equipos utilizados en la explotación de la energía eléctrica existentes en
el mercado. Cabe anotar que, dentro de las labores de mantenimiento, se deben realizar
las pruebas recomendadas por los fabricantes que no se encuentran desarrolladas en este
proyecto.
290
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ARTECHE. Introduction to Instrument Transformer. 1ed. Vizcaya. 1997.
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WRIGHT, A. Current transformers, their Transient and Study – State Performance.New York : El autor. 1968.
291
Anexo A. Diagrama unifilar del sistema de transmisión Codensa
Anexo B. Pruebas dinámicas de interruptor de potencia
292
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOS INTERRUPTOR DE POTENCIA
PRUEBAS DINAMICAS APERTURA Y CIERRE
FECHA : TENSION NOMINAL kV :
S/E : MODULO :
MARCA : CORRIENTE NOMINAL :
N/S : MECANISMO TIPO :
APERTURAENSAYO FASE A FASE B FASE C NOMINALTIEMPOS
OPERACIÓN (mS)
CIERREENSAYO FASE A FASE B FASE C NOMINALTIEMPOS
OPERACIÓN (mS)
# DE OPERACIONES: FASE A FASE B FASE C
RESULTADO:________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
PRUEBA EFECTUADA POR: _________________________ Vo.Bo ING. ____________________
Anexo C. Formato pruebas de relación de transformación en transformadores
293
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOSRELACION DE TRANSFORMACIONTRANSFORMADORES DOS / TRES
DEVANADOS
RELACION DE TRANSFORMACION EN TRANSFORMADORES DOS / TRESDEVANADOS
FECHA: ________________ TENSION NOMINAL kV: ________________
S/E: _______________ MODULO: ________________
MARCA: ________________ GRUPO DE CONEXIÓN:________________
N/S: ________________ POTENCIA NOMINAL ________________
# OPERACIONES CONTADOR: ______________
Error(%)= Valor Medido – Valor Nominal •100% Relación Correcta si Error(%) < 0.5 Valor Nominal
NOTA: Se debe levantar los pases en potencia al transformador. EQUIPO DEPRUEBA_______________________ RESULTADO / OBSERVACIONES:
____________________________________________________________________________________________________________________________________________
ERROR
FASE A FASE B FASE C FASE A FASE B FASE C (%)
H1-H0 Y__-Y__
H2-H0 Y__-Y__
H3-H0 Y__-Y__
H_-H_ X__-X__
H_-H_ X__-X__
H_-H_ X__-X__
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
VALOR NOMINAL
ERROR (%)
ALTA / MEDIA TENSION ALTA / BAJA TENSION
TAP
VALOR NOMINAL
H 1 H 2 H 3 H 0 X 1 X 2 X 3 X 0 Medición 1 Medición 2 Medición 3YNYn0 H 1 H 2 H 3 H 0 X1 X2 X3 X0 H1-H0 / X1-X0 H2-H0 / X2-X0 H3-H0 / X3-X0
YD1 H 1 H 2 H 3 H 0 X1 X2 X3 Porcel. H1-H0 / X1-X2 H2-H0 / X2-X3 H3-H0 / X3-X1
YD5 H 1 H 2 H 3 H 0 X1 X2 X3 Porcel. H1-H0 / X3-X1 H2-H0 / X1-X2 H3-H0 / X2-X3
YD11 H 1 H 2 H 3 H 0 X1/Y1 X2/Y2 X3/Y3 X0/Porcel. H1-H0 / X1-X3 H2-H0 / X2-X1 H3-H0 / X3-X2Ji6, Ji0 H 1 Porcel. Porcel. H 0 X1 Porcel. Porcel. X0 H1-H0 / X1-X0
Swiches Selectores "H" (13) y "X" (14)CABLES EQUIPOG R U P O VECTORIAL
Anexo C. Formato pruebas de relación de transformación en transformadores
294
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOSRELACION DE TRANSFORMACIONTRANSFORMADORES DOS / TRES
DEVANADOS
PRUEBA EFECTUADA POR: ____________________ Vo.Bo ING._____________________No. ASIGNADO:__________ No. ASIGNADO:__________________PROCEDIMIENTO No. CD2132-005
Anexo D. Formato pruebas de resistencia de aislamiento transformadores
294
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOS ACTIVIDADESREALIZADAS
TRANSFORMADOR DE POTENCIADOS DEVANADOS
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO TRANSFORMADOR DOS DEVANADOSE INDICE DE POLARIZACION
FECHA: ________________ TENSION NOMINAL kV: ________________
S/E: _______________ MODULO: ________________
MARCA: ________________ GRUPO DE CONEXIÓN:________________
N/S: ________________ POTENCIA NOMINAL ________________
# OPERACIONES CONTADOR: ______________
TIEMPO EN MINUTOSENSAYO 1 2 3 4 5
1. AT / BT2. AT / TIERRA3. BT/ TIERRA
TIEMPO EN MINUTOSENSAYO 6 7 8 9 10 IP
1. AT / BT2. AT / TIERRA3. BT/ TIERRA
CONEXIÓN CABLES EQUIPO DE PRUEBA
ENSAYO + - G IP: INDICE DE POLARIZACIÓN
1 A.T B.T TIERRA AT: DEVANADO DE ALTA TENSIÓN
2 A.T TIERRA B.T BT: DEVANADO DE BAJA TENSIÓN
3 B.T TIERRA A.T G: GUARDA
TEMPERATURA ACEITE (ºC) ______ VALORES EN ______ΩΩ VOLTAJE DE PRUEBA______kV
a. Conexión Y-Y b. Conexión Y-∆
NOTA: Se debe desconectar la puesta a tierra en los bujes H0 y/o X0 y cortocircuitar independientemente todos losbujes de alta y baja tensión incluyendo los bujes H0 y/o X0. No permitir que los cables de prueba se toquen entre si ocon cualquier otro objeto, para evitar caminos de fuga.RESULTADOS / OBSERVACIONES: EQUIPO UTILIZADO______________________________________________________________________________________________________________________
A.T B.T
H1
H0
H2 H3
X1
X2 X3
X0
A.T B.T
H1
H0
H2 H3
X1
X2 X3
Anexo D. Formato pruebas de resistencia de aislamiento transformadores
295
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOS ACTIVIDADESREALIZADAS
TRANSFORMADOR DE POTENCIADOS DEVANADOS
PRUEBA EFECTUADA POR: _______________________ Vo.Bo ING. ____________________No. ASIGNADO: ____________ No. ASIGNADO: _________________PROCEDIMIENTO No. CD2132-001
Anexo E. Formato pruebas de tangente delta transformadores
295
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOSTANGENTE DELTA Y
CAPACITANCIA TRANSFORMADORDOS DEVANADOS
TG DELTA Y CAPACITANCIA TRANSFORMADOR DOS DEVANADOS
FECHA: ________________ TENSION NOMINAL kV: ________________
S/E: _______________ MODULO: ________________
MARCA: ________________ GRUPO DE CONEXIÓN:________________
N/S: ________________ POTENCIA NOMINAL ________________
# OPERACIONES CONTADOR: ______________
ENSAYOTG
DELTA(%)
C(Pf)
Ix(mA)
S(VA)
P(mW)
Q(VAR)
Im(mA)
Ihf(mA)
1. A.T/B.T (CHL)
2. A.T/T (CH)
3. B.T/T (CL)
4. A.T/B.T + T (CHL + CH)
5. B.T/A.T + T (CHL + CL)
T = tierra, A.T= devanado alta tensión y B.T= devanado baja tensión
CAPACITANCIAS MEDIDAS
CONEXIÓN CABLES EQUIPO DE PRUEBA# ENSAYO MODO HV CANAL A TIERRA
1. UST A.T B.T TIERRA2. GSTg A.T B.T TIERRA3. GSTg B.T A.T TIERRA4. GST A.T B.T TIERRA5. GST B.T A.T TIERRA
COMPROBACION MEDIDA CAPACITANCIAS: ENSAYOS: 1 + 2 = 4; 1 + 3 = 5
RESULTADO / OBSERVACIONES: EQUIPO UTILIZADO:_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
A.T B.T
H1
H0
H2 H3
X1
X2
X3
CH CL
CHL
Anexo E. Formato pruebas de tangente delta transformadores
296
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOSTANGENTE DELTA Y
CAPACITANCIA TRANSFORMADORDOS DEVANADOS
PRUEBA EFECTUADA POR: _______________________ Vo.Bo ING. ____________________No. ASIGNADO: ____________ No. ASIGNADO: _________________PROCEDIMIENTO No. CD2132-004
Anexo F. Formato pruebas de tangente delta Pararrayos
296
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
PROCEDIMIENTO No. CD2132-010VERSION 1.0
TANGENTE DELTAEN PARARRAYOS
296/2
PRUEBA EFECTUADA POR __________________________
No. ASIGNADO ____________________________________
PROCEDIMIENTO No. CD2132 -
Vo.Bo. ING. ____________________
No. ASIGNADO _________________
A
HV LV LV
TETTEX 2818/5283
TIERR2
1
TG DELTA EN PARARRAYOS DE 11.4, 34.5, 57.5, 115 Y 230 kV.
FECHA: ___________ S/E: ____________ TENSION NOMINAL kV: _________
MARCA: _______________ MODULO:__________ FASE: ___________
TIPO: ________________ # OPERACIONES CONTADOR: _____________
UNA SECCION
ENSAYO / SECCIONTG
DELTA(%)
C(Pf)
Ix(mA)
S(VA)
P(mW)
Q(VAR)
1. MODO GSTg / A
NOTA: Desconectar los pases y aterrizar en (2). No conectar LV A ni LV B.
DOS SECCIONES
ENSAYO / SECCIONTG
DELTA(%)
C(Pf)
Ix(mA)
S(VA)
P(mW)
Q(VAR)
1. MODO UST / A2. MODO GSTg / B
CONEXIÓN CABLES EQUIPO DE PRUEBA# ENSAYO MODO HV LV A TIERRA
1. UST (2) (1) (3)2. GSTg (2) (1) (3)
NOTA: Desconectar los pases y aterrizar en (3).
TRES SECCIONES
ENSAYO / SECCIONTG
DELTA(%)
C(Pf)
Ix(mA)
S(VA)
P(mW)
Q(VAR)
1. MODO GSTg / A2. MODO UST / B3. MODO GSTg / C
H LV LV
TETTEX 2818/5283
TIERR
A
B
12
3
Anexo F. Formato pruebas de tangente delta Pararrayos
297
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
PROCEDIMIENTO No. CD2132-010VERSION 1.0
TANGENTE DELTAEN PARARRAYOS
297/2
PRUEBA EFECTUADA POR __________________________
No. ASIGNADO ____________________________________
PROCEDIMIENTO No. CD2132 -
Vo.Bo. ING. ____________________
No. ASIGNADO _________________
# ENSAYO MODO GANCHO HV LV A ATERRIZAR MEDIR1. GSTg (2) (3) (1) - (4) A2. UST (2) (3) (1) - (4) B3. GSTg (3) (2) (1) - (4) C
NOTA: No desconectar los pases y aterrizar en (1) y en (4).
VARIAS SECCIONES
ENSAYO / SECCIONTG
DELTA(%)
C(Pf)
Ix(mA)
S(VA)
P(mW)
Q(VAR)
1. MODO GSTg / A2. MODO GSTg / B3. MODO UST / C4. MODO UST / D5. MODO GSTg / E
CONEXIÓN CABLES EQUIPO DE PRUEBA# ENSAYO MODO HV LV A TIERRA
1. GSTg (2) (3) (1) - (6)2. GSTg (3) (4) (1) - (2) - (6)3. UST (3) (4) (1) - (2) - (6)4. UST (5) (4) (1) - (6)5. GSTg (5) (4) (1) - (6)
NOTA: No desconectar los pases y aterrizar en (1) y (6).
RESULTADO / OBSERVACIONES: EQUIPO UTILIZADO: ____________________________
HV LV LV
TETTEX 2818/5283
TIERR
A
B
2
3
1
4C
HV LVA LVB
TETTEX 2818/5283
TIERRA
A
B
C
E
D
6
1
2
3
4
5
FIGURA 1. CONEXIÓN PRUEBA
Anexo F. Formato pruebas de tangente delta Pararrayos
298
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
PROCEDIMIENTO No. CD2132-010VERSION 1.0
TANGENTE DELTAEN PARARRAYOS
298/2
PRUEBA EFECTUADA POR __________________________
No. ASIGNADO ____________________________________
PROCEDIMIENTO No. CD2132 -
Vo.Bo. ING. ____________________
No. ASIGNADO _________________
_______________________________________________________________________________________________
Anexo G. Formato pruebas de resistencia de aislamiento en interruptores
Revisión 1.1 (Mayo 2 1.999)
298
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOS RESISTENCIA DE AISLAMIENTOINTERRUPTORES
298/1
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN INTERRUPTORES DE POTENCIA
FECHA: TENSION NOMINAL kV:
S/E: MODULO:
MARCA: No SERIE:
TIPO:
INTERRUPTOR DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE
RESISTENCIA DE AISLAMIENTOENSAYO FASE A FASE B FASE C
1. CAMARA DEL INTERRUPTOR ABIERTO1 3 5
2. CONTACTO FIJO A TIERRA ABIERTO 2 4 63. CONTACTO FIJO (CORTOCIRCUITADO) – TIERRACERRADO
INTERRUPTOR DE BAJO VOLUMEN DE ACEITE O SF6
RESISTENCIA DE AISLAMIENTOENSAYO FASE A FASE B FASE C
1. CAMARA DEL INTERRUPTOR ABIERTO2. CONTACTO FIJO -- TIERRA CERRADO
INTERRUPTOR CON DOBLE CAMARA DE EXTINCIÓN
RESISTENCIA DE AISLAMIENTOENSAYO FASE A FASE B FASE C
1. CAMARA (1) LADO DE LINEA ABIERTO2. CAMARA (2) ABIERTO3. CAMARA DEL INTERRUPTOR ABIERTO4. CONTACTO FIJO (CORTOCIRCUITADO) - TIERRACERRADO
EL VALOR DE R FUE MEDIDO EN MΩ _____GΩ______.NOTARetire los pases de potencia. Y antes de proceder con la realización de las pruebas se debeefectuar una limpieza al conjunto de porcelanas del módulo de interrupción. No permitir que loscables de prueba se toquen entre si o con cualquier otro objeto, para evitar caminos de fuga.Durante la prueba no debe haber personal ni escaleras apoyadas sobre el interruptor.
RESULTADOS / OBSERVACIONES:
PRUEBA EFECTUADA POR: ____________________ Vo.Bo ING. _____________________
Anexo G. Formato pruebas de resistencia de aislamiento en interruptores
Revisión 1.1 (Mayo 2 1.999)
299
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOS RESISTENCIA DE AISLAMIENTOINTERRUPTORES
299/1No. ASIGNADO:__________
PROCEDIMIENTO No. CD2132-007 No. ASIGNADO:__________
Anexo H. Formato pruebas de resistencia de contactos en interruptores
299
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOSRESISTENCIA DE CONTACTOS EN
INTERRUTORES DE POTENCIA
RESISTENCIA DE CONTACTOS
FECHA : _______________ TENSION NOMINAL kV : _______________
S/E : _______________ MODULO : _______________
MARCA : _______________ CORRIENTE NOMINAL : _______________
N/S : _______________ MECANISMO TIPO : ______________
CAMARA FASE A FASE B FASE C VALORNOMINAL
LADO LINEA LADO BARRAJE
VALORES EN µµΩΩ
# DE OPERACIONES: FASE A FASE B FASE C
RESULTADO
PRUEBA EFECTUADA POR: ____________________ Vo.Bo ING. _____________________No. ASIGNADO:__________
Anexo H. Formato pruebas de resistencia de contactos en interruptores
300
DIVISION MANTENIMIENTO LINEASY SUBESTACIONES
DEPARTAMENTO DE SUBESTACIONES
RESULTADOSRESISTENCIA DE CONTACTOS EN
INTERRUTORES DE POTENCIA
PROCEDIMIENTO No. CD2132-006 No. ASIGNADO:__________
300
Anexo I. Formato pruebas de relé de sobrecorriente
RELE DE SOBRECORIENTEBBC – ICM 21.
PROTOCOLO DE PRUEBA
Estos relés necesitan de tensión continua, 125 V DC, para poder energizar el circuito dedisparo del mismo.
13.1. ACTIVIDADES PRELIMINARES.
13.1.1. Obtenga el catálogo del relé (se anexa copia del mismo).13.1.2. Solicite en préstamo el computador portátil, para llevar a cabo las pruebas.13.1.3. Baje la tapa de la caja del relé.13.1.4. Extraiga los peines de conexión, evite hacerlo bruscamente.13.1.5. Retire el relé del cubículo, accionando el brazo con el cual cuenta el relé para tal fin.13.1.6. Ajuste el time dial al 10% y el tap de corriente de la unidad instantanea en 10.
CATALOGOS Y ELEMENTOS NECESARIOS.
13.1.1. Catálogo: “INVERSE TIME OVERCURRENT RELYS, TYPES: ICM 2, ICM 21, ICM22, ICM 23”. Número topográfico: CH-ES 61-14E. Se anexa copia del catálogo.
13.1.2. Equipo descrito en el capítulo 4. Se requieren tres (3) pares de cables conterminales tipo banana, para realizar la inyección.
13.1.3. Es necesario disponer de la carcaza del relé, para realizar de manera más confiabley segura las respectivas conexiones
13.1. CONEXION EQUIPO PULSAR Y RELE.
13.1.1. Conexión de la fuente de corriente.
13.1.1.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color rojo de la fuente1 de corriente del equipo PULSAR (segunda fila, segunda columna).
13.1.1.2. Conectar el otro extremo del cable al borne 1 del relé.13.1.1.3. Conectar un cable contrminales tipo banana, al borne de color blanco de la misma
fuente de corriente, mencionada anteriormente.13.1.1.4. Conectar el otro extremo del cable al borne 2 del relé.
13.1.1. Conexión de la fuente de tensión DC.
13.1.1.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color rojo de la fuente1 de tensión del equipo PULSAR (primera fila, cuarta columna).
301
13.1.1.2. Conectar el otro extremo del cable al borne 4 (+) del relé.13.1.1.3. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color blanco de la
misma fuente de tensión, mencionada anteriormente.13.1.1.4. Conectar el otro extremo del cable al borne 5 (-) del relé.
13.1.1. Conexión para sensar automáticamente el estado de los contactos.
El cambio de estado de los contactos se sensa, en el módulo de monitoreo (primera fila,tercera columna). Los bornes a emplear para tal fin son los ubicados en la tercera fila delprimer grupo de contactos. El disparo de la unidad temporizada y de la instantánea sonsensados a través del mismo para de contactos.
13.1.1.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, de color negro, al borne negro.13.1.1.2. Conectar la otra terminal a un caimán, conectarla a su vez al borne 7 del relé.13.1.1.3. Conectar un cable con terminales tipo banana, de color rojo, al borne rojo.13.1.1.4. Conectar la otra terminal a un caimán, conectarla a su vez al borne 8 del relé.
13.1. EJECUCION DE LAS PRUEBAS EN MODO AUTOMATICO.
Los siguientes pasos indican la manera de realizar las pruebas en modo automáticoempleando el software PULSEMASTER. Las pruebas se pueden ejecutar en grupo, oindividualmente, al ser ejecutadas en grupo no se requiere de la intervención del operariodurante las mismas, las pruebas se ejecutan en un orden determinado; al ejecutar laspruebas individualmente el operario debe seleccionar la prueba que desea llevar a cabo, eneste caso las pruebas se pueden realizar en cualquier orden.
13.1.1. Sobrecorriente (pickup) y máximo torque con polarización de tensión.
Luego de haber realizado los pasos descritos en el capítulo 6, se procede a ejecutar elmódulo de prueba correspondiente a este tipo específico de relé.
13.1.1.1. Seleccione el módulo de prueba “ICM21-10VII00” (la primera parte es la referenciadel relé y la segunda corresponde a la fecha en la cual fue creado el módulo).
13.1.1.2. Presione la tecla “OK”.13.1.1.3. Aparece la siguiente pantalla:
302
Figura 15. Pantalla módulo de prueba KRD – 4.
13.1.1.1. La pantalla de pruebas del módulo (Figura 15) cuenta con varios botones pararealizar determinadas funciones. A continuación se hace una breve descripción delos botones que en algún momento pueda ser necesario modificar algunosparámetros de acuerdo con el ajuste particular que presente el relé, sin embargoantes de realizar cualquier cambio, deje por escrito los valores que se cambian(antiguos y nuevos) e informar al ingeniero que supervisa el trabajo de loscambios realizados:
• HEADER: Presenta la información técnica del relé que va a ser impresa comoencabezado del reporte. Cuenta con los siguientes campos que se debenllenar tal como se indica en las siguientes líneas.
q Name: Sobrecorriente.q Model: referencia del relé, ICM 21.q Substation: aquella en la cual se están realizando las inyecciones
secundarias, o laboratorio si se están realizando en éste último.q Location: nombre del armario en el cual está colocado el relé.q Date: ajustado automáticamente por el software, no modificar ni escribir
nada.q Co Number: número asignado a la persona que está realizando las
pruebas.q Breaker: referencia del interruptor al cual está asociado el relé.q Manufacture: fabricante del relé, BBC.q Relay settings: ajustes que tenía el relé antes de realizar las pruebas y los
que queden después de las pruebas.
• SPECIFICATIONS: presenta los ajustes que se hacen en el equipo PULSAR, através del software de control del mismo, el PULSEMASTER. En la siguientetabla se muestran los valores de los ajustes definitivos para este móduloexclusivamente, KRD 4 (los demás módulos tendrán sus propios valores).
303
• CONECTIONS: indica los bornes de conexión del relé a los cuales se conectanla fuente de tensión y la de corriente de aucerdo con la conexión explicadaanteriormente.
• EXECUTE GROUP: recuadro pequeño, al chequearlo se ejecutarán laspruebas en el orden en que se observa en el costado izquierdo de las pruebas,de manera totalmente automática. Cuando no está señalado, se puedenrealizar las pruebas en cualquier orden.
• EXECUTE: permite comenzar a realizar una prueba determinada o el grupodeseado.
• QUIT: devuelve al usuario a la pantalla principal del PULSEMASTER.
13.1.1.1. Para ejecutar las pruebas, señale la prueba deseada y pulse el botón “EXECUTE”.Se realiza la prueba de manera automática. Al terminar se presentan losresultados obtenidos en la misma y se le pregunta si los desea imprimir (SI oNO).
13.1.1.2. Si responde afirmativamente, prepare la impresora. Veáse capítulo 6.13.1.1.3. Las pruebas que se realizan, en su respectivo orden, son las siguientes:
• PU U Direccional – T pol: Pickup de la unidad temporizada. Se halla elmínimo valor de corriente para el cual se cierran y se abren los contactos de launidad temporizada. Se realiza haciendo una rampa de corriente ascendente,comenzando con un valor inferior de corriente al definido de pickup (<1 A) yaumentándolo gradualmente, luego de alcanzar el límite superior (determinadopor el campo stop) se realiza una rampa descendente para determinar el valorde dropout (este debe ser menor que el valor de pickup).
• MTA U. Direccional – T pol: se ajusta una magnitud fija de corriente y se varíael ángulo desfase entre ésta y la tensión de polarización. El ángulo de máximotorque es la mitad de la diferencia entre el máximo ángulo y el mínimo ángulode operación.
13.1.1. Prueba de la unidad de sobrecorriente instantánea.
13.1.1.1. Seleccione la prueba para la unidad instantánea, y pulse el botón “EXECUTE”.Laprueba se ejecuta automáticamente.
13.1.1. Prueba seal in (banderola) de la unidad instantánea y de la unidad temporizada.
Esta es un prueba semiautomática en la cual se verificará la correcta operación de labanderola de la unidad temporizada. Al decir semiautomática se refiere al hecho que serequiere de la intervención del operario para llevarla a buen término, por lo tanto esnecesario que la persona que realice esta prueba siga las indicaciones al pie de la letra, sinmodificar ni evitar ningún paso.
13.1.1.1. Verificar que el campo para la ejecución del grupo de pruebas esté deshabilitado.
304
13.1.1.2. Deshacer las conexiones realizadas para llevar a cabo las anteriores pruebas, yrealizar las que se indican a continuación.
13.1.1.3. Conectar el par de cables con terminales de banana de la fuente 1 de corriente, alos bornes 10 y del relé como se indica a continuación.• Conectar una terminal tipo banana del cable (terminales de color rojo), al borne
de color rojo de la fuente 1 de corriente del equipo PULSAR (segunda fila,segunda columna).
• Conectar el otro extremo del cable al borne 10 del relé.• Conectar una terminal tipo banana del cable (terminales de color negro), al
borne de color blanco de la misma fuente de corriente, mencionadaanteriormente, del equipo PULSAR.
• Conectar el otro extremo del cable al borne 1 del relé.13.1.1.4. Hacer un puente en la unidad de indicación (ICS), entre los bornes derecho e
izquierdo de la unidad. Sien este puente no se puede llevar a cabo la prueba.13.1.1.5. Resaltar la prueba Banderola, dando un solo click con el ratón sobre ésta en la
ventana “TESTS”.13.1.1.6. La banderola del lado izquierdo (visto el relé de frente) corresponde a la unidad
instantánea, la platina del lado derecho de la misma presenta dos taps, convalores de 0.2 y 2, el tornillo debe estar en el tap correspondiente a 0.2.
13.1.1.7. Antes de comenzar la prueba compruebe que el valor definido dentro de lasespecificaciones de esta prueba (botón “SPECIFICATIONS”), está acorde con elvalor del tap de la banderola (0.2). Si el valor de la variable es el correcto nomodifique ningún parámetro y presione el botón “OK”.
13.1.1.8. En caso que la variable seal_in tenga un valor distinto, ajustar el valor de ésta a0.2. Presione el botón “OK”, regresará a la pantalla para realizar las pruebas.
13.1.1.9. Cierre los contactos de la unidad direccional y de sobrecorriente instantánea.13.1.1.10. Dar la orden de comenzar (botón “EXECUTE”).13.1.1.11. Lea y siga fielmente las indicaciones que se presentan en la ventana que
aparece.13.1.1.12. Recuerde mantener cerrados los contactos de la unidad direccional y de la unidad
de sobrecorriente instantánea13.1.1.13. Presione cualquier tecla del PC portátil, para comenzar la prueba. La fuente de
corriente comienza a hacer la inyección de corriente continua.13.1.1.14. Tan pronto como se cierren los contactos de la banderola, y se observe la
operación, de ésta presione la tecla “ENTER”.13.1.1.15. Aparece otra ventana con nuevas indicaciones.13.1.1.16. Presione cualquier tecla para reiniciar la inyección de corriente. El equipo
comenzará a hacer una rampa descendente de corriente continua.13.1.1.17. Cuando se separen los contactos de la banderola presione nuevamente la tecla
”ENTER”.13.1.1.18. Espere hasta que se apague automáticamente la fuente de corriente, y
desbloquee los contactos.13.1.1.19. Al finalizar la prueba se visualizarán los resultados de esta prueba y se pregunta si
los imprime, presione el botón “NO”.13.1.1.20. Al terminar de hacer todas las pruebas, almacene los resultados de acuerdo con
los expuesto en el capítulo 6.
305
Anexo J. Formato pruebas de relé de sobrecorriente direccional de tierra
11. RELE DIRECCIONAL DE TIERRA WESTINGHOUSE – KRD 4 PROTOCOLO DE PRUEBA
Estos relés necesitan de una referencia o una cantidad de polarización, bien sea una señalde corriente o de tensión para operar correctamente. Para polarizar estos relés y verificar sucorrecta operación se emplea una señal de tensión, la corriente debe estar desfasada unángulo de 600 en atraso con respecto a la señal de tensión. 11.1. ACTIVIDADES PRELIMINARES. 11.1.1. Obtenga el catálogo del relé (se anexa copia del mismo).11.1.2. Solicite en préstamo el computador portátil, para llevar a cabo las pruebas.11.1.3. Retire cuidadosamente la tapa de la caja del relé.11.1.4. Extraiga los peines de conexión, evite hacerlo bruscamente.11.1.5. Retire el relé del cubículo, accionando los brazos con los cuales cuenta el relé para
tal fin.11.1.6. Ajuste el time dial en 1 y el tap de corriente de la unidad instantanea en 4. CATALOGOS Y ELEMENTOS NECESARIOS. 11.1.7. Catálogo: “GROUND DIRECTIONAL OVERCURRENT RELAYS TYPES:
JBCG53M2A”. Número topográfico: GEK-49849A. Se anexa copia del catálogo.11.1.8. Equipo descrito en el capítulo 4. Se requieren tres (3) pares de cables con
terminales tipo banana, para realizar la inyección.11.1.9. Es conveniente disponer de la carcaza del relé, para realizar de manera más
confiable y segura las respectivas conexiones 11.2. CONEXION EQUIPO PULSAR Y RELE. Como se inyectan tensiones y corrientes relativamente bajos se pueden emplear cables conterminales tipo banana en sus extremos, o si se desea, los cables de tensión y corrientedestinados para tal fin. 11.2.1. Conexión de la fuente de corriente. 11.2.1.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color rojo de la fuente
1 de corriente del equipo PULSAR (segunda fila, segunda columna).11.2.1.2. Conectar el otro extremo del cable al borne 9 del relé.11.2.1.3. Conectar un cable contrminales tipo banana, al borne de color blanco de la misma
fuente de corriente, mencionada anteriormente.11.2.1.4. Conectar el otro extremodel cable al borne 8 del relé.
306
11.2.2. Conexión de la fuente de tensión AC. 11.2.2.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color rojo de la fuente
1 de tensión del equipo PULSAR (primera fila, cuarta columna).11.2.2.2. Conectar el otro extremo del cable al borne 4 (+) del relé.11.2.2.3. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color blanco de la
misma fuente de tensión, mencionada anteriormente.11.2.2.4. Conectar el otro extremo del cable al borne 5 (-) del relé. 11.2.3. Conexión para sensar automáticamente el estado de los contactos. El cambio de estado de los contactos se sensa, en el módulo de monitoreo (primera fila,tercera columna). Los bornes a emplear para tal fin son los ubicados en la tercera fila delprimer grupo de contactos. Realice las siguientes conexiones para la unidad instantánea. Unidad Instantánea. 11.2.3.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, de color negro, al borne negro.11.2.3.2. Conectar la otra terminal a un caimán, conectarla a su vez al borne 1 del relé.11.2.3.3. Conectar un cable con terminales tipo banana, de color rojo, al borne rojo.11.2.3.4. Conectar la otra terminal a un caimán, conectarla a su vez al borne 10 del relé. 11.3. EJECUCION DE LAS PRUEBAS EN MODO AUTOMATICO. Los siguientes pasos indican la manera de realizar las pruebas en modo automáticoempleando el software PULSEMASTER. Las pruebas se pueden ejecutar en grupo, oindividualmente, al ser ejecutadas en grupo no se requiere de la intervención del operariodurante las mismas, las pruebas se ejecutan en un orden determinado; al ejecutar laspruebas individualmente el operario debe seleccionar la prueba que desea llevar a cabo, eneste caso las pruebas se pueden realizar en cualquier orden. 11.3.1. Sobrecorriente (pickup) y máximo torque con polarización de tensión. Luego de haber realizado los pasos descritos en el capítulo 6, se procede a ejecutar elmódulo de prueba correspondiente a este tipo específico de relé. 11.3.1.1. Seleccione el módulo de prueba “KRD4-2V” (la primera parte es la referencia del
relé y la segunda corresponde a la fecha en la cual fue creado el módulo).11.3.1.2. Presione la tecla “OK”.11.3.1.3. Aparece la siguiente pantalla:
307
Figura 15. Pantalla módulo de prueba KRD – 4. 11.3.1.4. La pantalla de pruebas del módulo (Figura 15) cuenta con varios botones para
realizar determinadas funciones. A continuación se hace una breve descripción delos botones que en algún momento pueda ser necesario modificar algunosparámetros de acuerdo con el ajuste particular que presente el relé, sin embargoantes de realizar cualquier cambio deje por escrito los valores que se cambian(antiguos y nuevos) e informar al ingeniero que supervisa el trabajo de loscambios realizados:
• HEADER: Presenta la información técnica del relé que va a ser impresa comoencabezado del reporte. Cuenta con los siguientes campos que se debenllenar tal como se indica en las siguientes líneas.
q Name: direccional de tierra.q Model: referencia del relé, KRD 4.q Substation: aquella en la cual se están realizando las inyecciones
secundarias, o laboratorio si se están realizando en éste último.q Location: nombre del armario en el cual está colocado el relé.q Date: ajustado automáticamente por el software, no modificar ni escribir
nada.q Co Number: número asignado a la persona que está realizando las
pruebas.q Breaker: referencia del interruptor al cual está asociado el relé.q Manufacture: fabricante del relé, WESTINGHOUSE.q Relay settings: escribir los ajustes que tenía el relé antes de realizar las
pruebas y los que queden después de las pruebas.
• SPECIFICATIONS: presenta los ajustes que se hacen en el equipo PULSAR, através del software de control del mismo, el PULSEMASTER. En la siguientetabla se muestran los valores de los ajustes definitivos para este móduloexclusivamente, KRD 4 (los demás módulos tendrán sus propios valores).
308
• CONECTIONS: indica los bornes de conexión del relé a los cuales se conectanla fuente de tensión y la de corriente de aucerdo con la conexión explicadaanteriormente.
• EXECUTE GROUP: recuadro pequeño, al chequearlo se ejecutarán laspruebas en el orden en que se observa en el costado izquierdo de las pruebas,de manera totalmente automática. Cuando no está señalado, se puedenrealizar las pruebas en cualquier orden.
• EXECUTE: permite comenzar a realizar una prueba determinada o el grupodeseado.
• QUIT: devuelve al usuario a la pantalla principal del PULSEMASTER. 11.3.1.5. Para ejecutar las pruebas, señale la prueba deseada y pulse el botón “EXECUTE”.
Se realiza la prueba de manera automática. Al terminar se presentan losresultados obtenidos en la misma y se le pregunta si los desea imprimir (SI oNO).
11.3.1.6. Si responde afirmativamente, prepare la impresora. Veáse capítulo 6.11.3.1.7. Las pruebas que se realizan, en su respectivo orden, son las siguientes:
• PU U Direccional – T pol: Pickup de la unidad temporizada. Se halla elmínimo valor de corriente para el cual se cierran y se abren los contactos de launidad temporizada. Se realiza haciendo una rampa de corriente ascendente,comenzando con un valor inferior de corriente al definido de pickup (<1 A) yaumentándolo gradualmente, luego de alcanzar el límite superior (determinadopor el campo stop) se realiza una rampa descendente para determinar el valorde dropout (este debe ser menor que el valor de pickup).
• MTA U. Direccional – T pol: se ajusta una magnitud fija de corriente y se varíael ángulo desfase entre ésta y la tensión de polarización. El ángulo de máximotorque es la mitad de la diferencia entre el máximo ángulo y el mínimo ángulode operación.
11.3.2. Prueba de la unidad de sobrecorriente instantánea. 11.3.2.1. Seleccione la prueba para la unidad instantánea, y pulse el botón “EXECUTE”.La
prueba se ejecuta automáticamente.
11.3.3. Prueba seal in (banderola) de la unidad instantánea y de la unidad temporizada. Esta es un prueba semiautomática en la cual se verificará la correcta operación de labanderola de la unidad temporizada. Al decir semiautomática se refiere al hecho que serequiere de la intervención del operario para llevarla a buen término, por lo tanto esnecesario que la persona que realice esta prueba siga las indicaciones al pie de la letra, sinmodificar ni evitar ningún paso. 11.3.3.1. Verificar que el campo para la ejecución del grupo de pruebas esté deshabilitado.
309
11.3.3.2. Deshacer las conexiones realizadas para llevar a cabo las anteriores pruebas, yrealizar las que se indican a continuación.
11.3.3.3. Conectar el par de cables con terminales de banana de la fuente 1 de corriente, alos bornes 10 y del relé como se indica a continuación.• Conectar una terminal tipo banana del cable (terminales de color rojo), al borne
de color rojo de la fuente 1 de corriente del equipo PULSAR (segunda fila,segunda columna).
• Conectar el otro extremo del cable al borne 10 del relé.• Conectar una terminal tipo banana del cable (terminales de color negro), al
borne de color blanco de la misma fuente de corriente, mencionadaanteriormente, del equipo PULSAR.
• Conectar el otro extremo del cable al borne 1 del relé.11.3.3.4. Hacer un puente en la unidad de indicación (ICS), entre los bornes derecho e
izquierdo de la unidad. Sien este puente no se puede llevar a cabo la prueba.11.3.3.5. Resaltar la prueba Banderola, dando un solo click con el ratón sobre ésta en la
ventana “TESTS”.11.3.3.6. La banderola del lado izquierdo (visto el relé de frente) corresponde a la unidad
instantánea, la platina del lado derecho de la misma presenta dos taps, convalores de 0.2 y 2, el tornillo debe estar en el tap correspondiente a 0.2.
11.3.3.7. Antes de comenzar la prueba compruebe que el valor definido dentro de lasespecificaciones de esta prueba (botón “SPECIFICATIONS”), está acorde con elvalor del tap de la banderola (0.2). Si el valor de la variable es el correcto nomodifique ningún parámetro y presione el botón “OK”.
11.3.3.8. En caso que la variable seal_in tenga un valor distinto, ajustar el valor de ésta a0.2. Presione el botón “OK”, regresará a la pantalla para realizar las pruebas.
11.3.3.9. Cierre los contactos de la unidad direccional y de sobrecorriente instantánea.11.3.3.10. Dar la orden de comenzar (botón “EXECUTE”).11.3.3.11. Lea y siga fielmente las indicaciones que se presentan en la ventana que
aparece.11.3.3.12. Recuerde mantener cerrados los contactos de la unidad direccional y de la unidad
de sobrecorriente instantánea11.3.3.13. Presione cualquier tecla del PC portátil, para comenzar la prueba. La fuente de
corriente comienza a hacer la inyección de corriente continua.11.3.3.14. Tan pronto como se cierren los contactos de la banderola, y se observe la
operación, de ésta presione la tecla “ENTER”.11.3.3.15. Aparece otra ventana con nuevas indicaciones.11.3.3.16. Presione cualquier tecla para reiniciar la inyección de corriente. El equipo
comenzará a hacer una rampa descendente de corriente continua.11.3.3.17. Cuando se separen los contactos de la banderola presione nuevamente la tecla
”ENTER”.11.3.3.18. Espere hasta que se apague automáticamente la fuente de corriente, y
desbloquee los contactos.11.3.3.19. Al finalizar la prueba se visualizarán los resultados de esta prueba y se pregunta si
los imprime, presione el botón “NO”.11.3.3.20. Al terminar de hacer todas las pruebas, almacene los resultados de acuerdo con
los expuesto en el capítulo 6.
310
Anexo k. Formato pruebas de relé de sobrecorriente direccional de fase
10.RELE DIRECCIONAL DE FASE WESTINGHOUSE – IRV 11 PROTOCOLO DE PRUEBA
Estos relés necesitan de una referencia o una cantidad de polarización, bien sea una señalde corriente o de tensión para operar correctamente. Para polarizar estos relés y verificar sucorrecta operación se emplea una señal de tensión, la corriente debe estar desfasada unángulo de 300 en adelanto con respecto a la señal de tensión. Se debe inyectar una tensiónde 125 V DC, para energizar el circuito de control del relé, entre los bornes 10 (+) y 3 (-). Adicionalmente este relés requiere para la prueba de la unidad instantánea, una inyecciónde corriente desde la fuentes 1 y 2 del equipo. La conexión de éstas se debe realizar enparalelo, pero la conexión se debe realizar en el relé, no en el equipo. 10.1. ACTIVIDADES PRELIMINARES. 10.1.1. Obtenga el catálogo del relé (se anexa copia del mismo).10.1.2. Solicite en préstamo el computador portátil, para llevar a cabo las pruebas.10.1.3. Retire cuidadosamente la tapa de la caja del relé.10.1.4. Extraiga los peines de conexión, evite hacerlo bruscamente.10.1.5. Retire el relé del cubículo, accionando los brazos con los cuales cuenta el relé para
tal fin.10.1.6. Ajuste el time dial en 1 y el tap de corriente de la unidad instantanea en 4. CATALOGOS Y ELEMENTOS NECESARIOS. 10.1.7. Catálogo: “GROUND DIRECTIONAL OVERCURRENT RELAYS TYPES:
JBCG53M2A”. Número topográfico: GEK-49849A. Se anexa copia del catálogo.10.1.8. Equipo descrito en el capítulo 4. Se requieren cuatro (4) pares de cables con
terminales tipo banana, para realizar la inyección.10.1.9. Es conveniente disponer de la carcaza del relé, para realizar de manera más
confiable y segura las respectivas conexiones 10.2. CONEXION EQUIPO PULSAR Y RELE. Como se inyectan tensiones y corrientes relativamente bajos se pueden emplear cables conterminales tipo banana en sus extremos, o si se desea, los cables de tensión y corrientedestinados para tal fin.
311
10.2.1. Conexión de las fuentes de corriente. 10.2.1.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color rojo de la fuente
1 de corriente del equipo PULSAR (segunda fila, segunda columna).10.2.1.2. Conectar el otro extremo del cable al borne 9 del relé.10.2.1.3. Conectar un cable contrminales tipo banana, al borne de color blanco de la misma
fuente de corriente, mencionada anteriormente.10.2.1.4. Conectar el otro extremodel cable al borne 8 del relé.10.2.1.5. Conectar la fuente 2 de corriente de la misma forma en que se conectó la fuente
1.
REALICE LA CONEXIÓN EN PARALELO EN EL RELÉ, NO EN EL EQUIPO!!!. 10.2.2. Conexión de la fuente de tensión AC. 10.2.2.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color rojo de la fuente
1 de tensión del equipo PULSAR (primera fila, cuarta columna).10.2.2.2. Conectar el otro extremo del cable al borne 6 (+) del relé.10.2.2.3. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color blanco de la
misma fuente de tensión, mencionada anteriormente.10.2.2.4. Conectar el otro extremo del cable al borne 7 (+) del relé. 10.2.3. Conexión fuente de tensión DC.
10.2.3.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color rojo de la fuente2 de tensión del equipo PULSAR (primera fila, cuarta columna).
10.2.3.2. Conectar el otro extremo del cable al borne 10 del relé.10.2.3.3. Conectar un cable con terminales tipo banana, al borne de color blanco de la
misma fuente de tensión, mencionada anteriormente.10.2.3.4. Conectar el otro extremo del cable al borne 3 del relé.
10.2.4. Conexión para sensar automáticamente el estado de los contactos. El cambio de estado de los contactos se sensa, en el módulo de monitoreo (primera fila,tercera columna). Los bornes a emplear para tal fin son los ubicados en la tercera fila delprimer grupo de contactos. Realice las conexiones indicadas a continuación para lasunidades: temporizada e instantánea, respectivamente. Unidad Temporizada 10.2.4.1. Conectar un cable con terminales tipo banana, de color negro, al borne negro.10.2.4.2. Conectar la otra terminal a un caimán, conectarla a su vez al borne 2 del relé.10.2.4.3. Conectar un cable con terminales tipo banana, de color rojo, al borne rojo.10.2.4.4. Conectar la otra terminal a un caimán, conectarla a su vez al borne 10 del relé. Unidad Instantánea.
312
10.2.4.5. Conectar un cable con terminales tipo banana, de color negro, al borne negro.10.2.4.6. Conectar la otra terminal a un caimán, conectarla a su vez al borne 1 del relé.10.2.4.7. Conectar un cable con terminales tipo banana, de color rojo, al borne rojo.10.2.4.8. Conectar la otra terminal a un caimán, conectarla a su vez al borne 10 del relé. 10.3. EJECUCION PRUEBAS EN MODO AUTOMATICO. Los siguientes pasos indican la manera de realizar las pruebas en modo automáticoempleando el software PULSEMASTER. Las pruebas se pueden ejecutar en grupo, oindividualmente, al ser ejecutadas en grupo no se requiere de la intervención del operariodurante las mismas, las pruebas se ejecutan en un orden determinado; al ejecutar laspruebas individualmente el operario debe seleccionar la prueba que desea llevar a cabo, eneste caso las pruebas se pueden realizar en cualquier orden. 10.3.1. Sobrecorriente temporizada, pickup y máximo torque con polarización de tensión. Luego de haber realizado los pasos descritos en el capítulo 6, se procede a ejecutar elmódulo de prueba correspondiente a este tipo específico de relé. 10.3.1.1. Seleccione el módulo de prueba “IRV11-27IV” (la primera parte es la referencia
del relé y la segunda corresponde a la fecha en la cual fue creado el módulo).10.3.1.2. Presione la tecla “OK”.10.3.1.3. 10.3.1.4. Aparece la siguiente pantalla:
Figura 14. Pantalla módulo de prueba IRV – 11.
10.3.1.5. La pantalla de pruebas del módulo (Figura 14) cuenta con varios botones para
realizar determinadas funciones. A continuación se hace una breve descripción delos botones que en algún momento pueda ser necesario modificar algunosparámetros de acuerdo con el ajuste particular que presente el relé, sin embargoantes de realizar cualquier cambio deje por escrito los valores que se cambian(antiguos y nuevos) e informar al ingeniero que supervisa el trabajo de loscambios realizados:
313
• HEADER: Presenta la información técnica del relé que va a ser impresa comoencabezado del reporte. Cuenta con los siguientes campos que se debenllenar tal como se indica en las siguientes líneas.
q Name: direccional de fase, o de tierra, según corresponda.q Model: referencia del relé: IRV 11q Substation: aquella en la cual se están realizando las inyecciones
secundarias, o laboratorio si se están realizando en éste último.q Location: nombre del armario en el cual está colocado el relé.q Date: ajustado automáticamente por el software, no modificar ni escribir
nada.q Co Number: número asignado a la persona que está realizando las
pruebas.q Breaker: referencia del interruptor al cual está asociado el relé.q Manufacture: fabricante del relé, WESTINGHOUSE.q Relay settings: escribir los ajustes que tenía el relé antes de realizar las
pruebas y los que queden después de las pruebas.
• SPECIFICATIONS: presenta los ajustes que se hacen en el equipo PULSAR, através del software de control del mismo, el PULSEMASTER. En la siguientetabla se muestran los valores de los ajuste definitivos para este móduloexclusivamente, IRV 11 (los demás módulos tendrán sus propios valores).
• CONECTIONS: indica los bornes de conexión del relé a los cuales se conectanla fuente de tensión y la de corriente de aucerdo con la conexión explicadaanteriormente.
• EXECUTE GROUP: recuadro pequeño, al chequearlo se ejecutarán laspruebas en el orden en que se observa en el costado izquierdo de las pruebas,de manera totalmente automática. Cuando no está señalado, se puedenrealizar las pruebas en cualquier orden.
• EXECUTE: permite comenzar a realizar una prueba determinada o el grupodeseado.
• QUIT: devuelve al usuario a la pantalla principal del PULSEMASTER. 10.3.1.6. Para ejecutar las pruebas, señale la prueba deseada y pulse el botón “EXECUTE”.
Se realiza la prueba de manera automática. Al terminar se presentan losresultados obtenidos en la misma y se le pregunta si los desea imprimir (SI oNO).
10.3.1.7. Si responde afirmativamente, prepare la impresora. Veáse capítulo 6.10.3.1.8. Las pruebas que se realizan, en su respectivo orden, son las siguientes:
• U Temporizada – curva: Curva de la unidad temporizada. Se habilita la unidaddireccional y se inyectan varios valores de corriente, se obtienen los tiemposde operación y se genera una gráfica con los ejes en escala logarítmica. Serealiza con polarización de tensión.
314
• PU U Direccional – Tempo: Pickup de la unidad temporizada. Se halla elmínimo valor de corriente para el cual se cierran y se abren los contactos de launidad temporizada. Se realiza haciendo una rampa de corriente ascendente,comenzando con un valor inferior de corriente al definido de pickup (<1 A) yaumentándolo gradualmente, luego de alcanzar el límite superior (determinadopor el campo stop) se realiza una rampa descendente para determinar el valorde dropout (este debe ser menor que el valor de pickup).
• MTA U. Direccional: se ajusta una magnitud fija de corriente y se varía elángulo desfase entre ésta y la tensión de polarización. El ángulo de máximotorque es la mitad de la diferencia entre el máximo ángulo y el mínimo ángulode operación.
10.3.2. Prueba de la unidad de sobrecorriente instantánea. 10.3.2.1. Conserve las conexiones realizadas al principio, pero esta vez para sensar el
cambio de estado de los contactos se hace a través de los bornes 10 y 2.10.3.2.2. Realice las conexiones indicadas en los numerales 10.2.4.5. al 10.2.4.8.10.3.2.3. Seleccione la prueba para la unidad instantánea, y pulse el botón “EXECUTE”.La
prueba se ejecuta automáticamente.
10.3.3. Prueba Banderola de la unidad instantánea y de la unidad temporizada. Esta es un prueba semiautomática en la cual se verificará la correcta operación de labanderola de la unidad temporizada. Al decir semiautomática se refiere al hecho que serequiere de la intervención del operario para llevarla a buen término, por lo tanto esnecesario que la persona que realice esta prueba siga las indicaciones al pie de la letra, sinmodificar ni evitar ningún paso. 10.3.3.1. Verificar que el campo para la ejecución del grupo de pruebas esté deshabilitado.10.3.3.2. Deshacer las conexiones realizadas para llevar a cabo las anteriores pruebas, y
realizar las que se indican a continuación.10.3.3.3. Conectar el par de cables con terminales de banana de la fuente 1 de corriente, a
los bornes 10 y 2 del relé como se indica a continuación.• Conectar una terminal tipo banana del cable (terminales de color rojo), al borne
de color rojo de la fuente 1 de corriente del equipo PULSAR (segunda fila,segunda columna).
• Conectar el otro extremo del cable al borne 10 del relé.• Conectar una terminal tipo banana del cable (terminales de color negro), al
borne de color blanco de la misma fuente de corriente, mencionadaanteriormente, del equipo PULSAR.
• Conectar el otro extremo del cable al borne 2 del relé.10.3.3.4. Hacer un puente en la unidad de indicación (ICS), entre los bornes derecho e
izquierdo de la unidad. Sien este puente no se puede llevar a cabo la prueba.10.3.3.5. Resaltar la prueba Banderola U Instantánea, dando un solo click con el ratón
sobre ésta en la ventana “TESTS”.
315
10.3.3.6. La banderola del lado izquierdo (visto el relé de frente) corresponde a la unidadinstantánea, la platina del lado derecho de la misma presenta dos taps, convalores de 0.2 y 2, el tornillo debe estar en el tap correspondiente a 0.2.
10.3.3.7. Antes de comenzar la prueba compruebe que el valor definido dentro de lasespecificaciones de esta prueba (botón “SPECIFICATIONS”), está acorde con elvalor del tap de la banderola (0.2). Si el valor de la variable es el correcto nomodifique ningún parámetro y presione el botón “OK”.
10.3.3.8. En caso que la variable seal_in tenga un valor distinto, ajustar el valor de ésta a0.2. Presione el botón “OK”, regresará a la pantalla para realizar las pruebas.
10.3.3.9. Cierre los contactos de la unidad direccional y de sobrecorriente instantánea.10.3.3.10. Dar la orden de comenzar (botón “EXECUTE”).10.3.3.11. Lea y siga fielmente las indicaciones que se presentan en la ventana que
aparece.10.3.3.12. Recuerde mantener cerrados los contactos de la unidad direccional y de la unidad
de sobrecorriente instantánea10.3.3.13. Presione cualquier tecla del PC portátil, para comenzar la prueba. La fuente de
corriente comienza a hacer la inyección de corriente continua.10.3.3.14. Tan pronto como se cierren los contactos de la banderola, y se observe la
operación, de ésta presione la tecla “ENTER”.10.3.3.15. Aparece otra ventana con nuevas indicaciones.10.3.3.16. Presione cualquier tecla para reiniciar la inyección de corriente. El equipo
comenzará a hacer una rampa descendente de corriente continua.10.3.3.17. Cuando se separen los contactos de la banderola presione nuevamente la tecla
”ENTER”.10.3.3.18. Espere hasta que se apague automáticamente la fuente de corriente, y
desbloquee los contactos.10.3.3.19. Al finalizar la prueba se visualizarán los resultados de esta prueba y se pregunta si
los imprime, presione el botón “NO”. Para la unidad temporizada repita el procedimiento anterior pero ahora la inyección se debehacer entre los bornes 10 y 1. 10.3.3.20. Repita el numeral 10.3.3.3. pero realizando el correspondiente cambio de bornes
de inyección, 10(+) y 1(-).10.3.3.21. Cierre los contactos de la unidad temporizada girando manualmente el disco de
inducción.10.3.3.22. Resalte la prueba Banderola U Temporizada.10.3.3.23. Repita los pasos 10.3.3.7. al 10.3.3.18.10.3.3.24. Al terminar de realizar todas las pruebas al relé, almacene los resultados de las
mismas de acuerdo con lo expuesto en el capítulo 6.
316
Anexo L. Formato pruebas de relés secundaria
PROTOCOLOS PARA LA INYECCIÓN SECUNDARIA DE RELES.CODENSA E.S.P.
DEPARTAMENTO DE PROTECCIONES
1. OBJETIVOS.
1.1. DEL TRABAJO.
• Determinar el estado de operación de los relés de protección existentes en las diferentessub-estaciones.
1.2. DEL PROCEDIMIENTO.
• Proporcionar una secuencia lógica de pasos para llevar a cabo el mantenimiento de losrelés de protección, arriba mencionados.
• Ser una guía de fácil seguimiento para el personal encargado de realizar elmantenimiento de los relés de protección.
2. ALCANCE.
A cada relé se le practican las siguientes pruebas y actividades siguientes:
• Etapa de pick-up y drop-out.• Verificación de la característica propia del relé.• Medida de aislamiento de bobinas y contactos.• Medida de resistencia de bobinas y contactos.• Diligenciamiento del formato de prueba e impresión de los resultados obtenidos,
incluyendo un diagnóstico preliminar.• Reporte de defectos, desajustes o anomalías al ingeniero encargado de protección y
control.
317
3. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO PULSAR.
El equipo PULSAR es un sistema universal para realizar pruebas secundarias a toda clasede relés de protección en general (electromecánicos, de estado sólido o computarizados).
El equipo cuenta con 4 clases de módulos, a saber:
• Módulo de control y de alimentación de potencia.• Módulo de monitoreo y simulador de batería.• Módulo amplificador de voltaje.• Módulo amplificador de corriente.A continuación se ofrece una breve referencia acerca de la función de cada uno de estosmódulos
3.1. MÓDULO DE CONTROL Y DE ALIMENTACIÓN DE POTENCIA.
Ubicado en la parte superior izquierda del panel del equipo, se encuentra dividido en dossecciones: la de encendido del equipo y la de control del mismo. Al conmutar el interruptor,que se encuentra ubicado en la primera sección, se energizarán los módulo restantes,incluyendo la sección de control. Cuenta con un pequeño botón debajo de este para resetearel equipo cuando se bloquee.
La segunda sección, de control, permite la selección de las fuentes de tensión o de corriente,o de cada una de ellas por separado, para ajustar los valores deseados de magnitud, fase yfrecuencia, de acuerdo con el tipo de relé al cual se le va a realizar la prueba. Los valorespueden ser ajustados con ayuda del teclado númerico con que cuenta y ser variados enforma de rampa con las teclas para tal fin. Más adelante se explica el procedimiento a seguirpara llevar a cabo el ajuste de los valores.
El cable de alimentación de potencia se conecta en la parte posterior del equipo, esquinasuperior derecha, vista desde este lado.
3.2. MÓDULO DE MONITOREO Y SIMULADOR DE BATERÍA.
Este módulo cuenta con tres pares de bananas hembra, estos pares pueden serprogramados como contactos de arranque, de parada, de monitoreo, o bien los tres deparada, o como monitores de continuidad de contactos.
Debajo de este grupo de bananas, se cuenta con otro par de bananas, denominadasAuxiliary contact” o contacto auxiliar, el cual puede ser programado como abierto o cerrado através del software de programación, PULSEMASTER.
318
En la parte inferior del mismo se encuentra el simulador de batería, que cuenta con tresniveles de tensión continua: 48, 125 y 250 V dc, empleados para obtener la tensión dealimentación para los relés de estado sólido o basados en microprocesadores. Cuenta conun pantalla en la cual se puede visualizar en ciclos o en segundos el tiempo de operación deun contacto. Está ubicado en la primera fila junto al módulo anterior.
3.3. MÓDULO AMPLIFICADOR DE VOLTAJE.
Se cuenta con tres módulos en total para poder simular un sistema trifásico de tensiones, o sise requiere realizar una conexión delta abierta. Cada uno de estos módulos puedesumninistrar hasta 300 V rms (425 V pico), si se necesita un nivel de tensión mayor bastacon conectar dos módulos de estos en serie obteniendo una tensión con un valor de 600 V.Están localizado en la primera fila, a continuación del módulo de monitoreo.
3.4. MÓDULO AMPLIFICADOR DE CORRIENTE.
Al igual que los módulos arriba descritos, se puede simuolar un sistema trifásico decorrientes, ya que se cuenta con tres de estos módulos. Ocupan completamente la segundafila del panel del equipo. Permite la inyección de corriente hasta un valor de 30 A ac, o de 15A dc; se pueden conectar dos módulos de estos en paralelo para obtener una magnitud decorriente máxima de 60 A ac a 200 VA, o las tres conectadas en paralelo para obtener 90 Aac a 300 VA.
Cada uno de estos dos últimos módulos cuenta con tres pantallas en las cuales se puedenvisualizar el valor rms a inyectar (V o I), el ángulo de desfase, este ángulo siempre se tomaen atraso con respecto a una vector vertical que representa 0o, a partir de éste y en sentidoantihorario (contrario a las manecillas del reloj) se ubican los otros dos fasores; en la tercerapantalla se visualiza el valor de la frecuencia de cada una de las fuentes, o módulos.
El equipo PULSAR, pude ser controlado en modo local o remoto, local directamente desde elmódulo de control o remoto a través de una computadora, la comunicación para el modoremoto se realiza a través de un puerto serial, el conector para el cable se encuentra en laparte posterior del equipo, es una terminal de 15 pines macho tipo D, similar a la de lacomputadora.
Puerto serialconector 15 pines
Conexión cable depotencia.0o
120o
240o
Figura 1. Sistema devectores equipo
Figura 2. Panel posteriorequipo PULSAR.
319
4. ACTIVIDADES PRELIMINARES.
4.1. CONSIGNACIÓN DE LOS EQUIPOS.
• Diligenciar la orden de trabajo correspondiente.• Obtener la información técnica necesaria del relé: catálogos, diagramas elementales,
resultados de las últimas pruebas practicadas al relé.• Localizar el relé a inyectar en el armario de protecciones correspondiente.• Recibir el módulo por parte de operación.• Ubicar señales de “No operar”, o similares, en su respectivo sitio dentro del cuarto de
control.• Demarcar la zona de trabajo.
4.2. DIAGRAMAS, CATÁLOGOS, EQUIPOS Y ACCESORIOS NECESARIOS.
Para poder llevar a cabo correcta y eficientemente las pruebas debe disponer de lossiguientes elementos:
• Planos de la subestación, en los cuales se encuentren los esquemas de protección.• Obtener la información técnica disponible del relé (catálogo, copia del mismo).• Equipo para medida de aislamiento.• Equipo universal para la inyección de relés PULSAR, con sus respectivos juego de
cables para conectar:q Cable de alimentación del PULSAR.q Cable de comunicación entre equipo PULSAR y PC.q Cables para el suministro de tesiones.q Cables para el suministro de corriente.
• Juego de terminales: tipo caimán (dos clases), tipo “U”, tipo “aguja”. Son cuatro (4)juegos en total, cada uno con cuatro tipos de terminales.
• Cables con terminales tipo banana, de colores rojo y negro.• Herramientas: destornilladores, pinzas, multímetro (terminales y pinza amperimétrica,
cinta aislante, etc), llaves: 3/8 y 8.• Computadora portátil, con su respectivo cable para alimentación externa (adaptador
AC/DC).• Tornillos para sujetar las terminales tipo U a los bornes de la carcaza de los relés,
cuando se requiera.
320
5. INSTALACION, CONEXION Y CONFIGURACION ENTRE EQUIPO PULSAR - PC.
5.1. Ubique el equipo de inyección en el piso, buscando que tenga una buena ventilación,
permitiendo un flujo abundante de aire.
5.2. Coloque el ordenador sobre una mesa, para trabajar cómodamente y evitar accidentes con el
mismo.
5.3. Retire las tapas plásticas protectoras del equipo PULSAR del frente y de la parte posterior del
equipo.
5.4. Identifique el puerto de conexión serial del equipo PULSAR, se encuentra en la parte posterior
del mismo, esquina derecha superior (terminal macho tipo D 9 pines).
5.5. Identifique el puerto serial de la computadora (terminal macho tipo D 9 pines), protegido por
una pequeña tapa del lado derecho., es el puerto del lado izquierdo dentro del compartimiento.
5.6. Identifique el cable de conexión correspondiente (cable de color blanco, con terminales
hembra tipo D, 9 pines).
5.7. Conecte una terminal del cable al puerto de la computadora y la otra terminal al puerto del
equipo PULSAR. Asegure cada una de las terminales con los tornillos que tienen, para evitar
que se suelten accidentalmente.
5.8. Conecte el cable de alimentación de potencia del equipo PULSAR a la terminal que se
encuentra en la parte posterior de este, debajo del puerto de comunicación serial.
5.9. Conecte el otro extremo del cable de alimentación al tomacorriente más cercano, o a través de
la extensión, es indispensable tener un polo de puesta a tierra.
5.10. Conecte el plug macho redondo del convertidor AC/DC, en el orificio, que para tal fin, tiene el
ordenador.
5.11. Conecte la clavija del adaptador a un toma corriente, o a la extensión.
5.12. Desasegure y levante la pantalla del ordenador hasta un ángulo que permita su fácil
visualización.
5.13. Antes de prender el computador, cerciórese que no haya ningún diskette en la unidad. En
caso de haberlo, retírelo.
5.14. Encienda el ordenador.
5.15. Se carga el ambiente Windows 95, desde el cual se ejecuta el software “PulseMaster”.
5.16. Pulsar el botón “Inicio”, resaltar el campo denominado “Programas”.
5.17. Seleccionar el ícono “Pulsemaster”.
5.18. Seleccionar la opción “Pulsemaster 2.1.”
321
5.19. Aparece la siguiente pantalla:
Figura 3. Pantalla principal PULSEMASTER.
5.20. Despliegue el menú “Configuration”, seleccione la opción “Device adressing”. Verifique que se
encuentren configurados todos los campos de acuerdo con los siguientes valores:
q Device name: Pulsar.
q Interface: RS 232
q COM port: COM 1
q Baud rate: 9600,n,8,1
q Campo Log exchange, chequeado (debe ser el único).
Veáse la siguiente figura.
Figura 4. Ventana para direccionar al equipo PULSAR, desde PULSEMASTER.
Barra de Menús.
322
5.21. En caso tal, que los ajustes no correspondan a los señalados arriba, cada campo contiene un
menú desplegable que contiene varias opciones, seleccionar de éstas las requeridas para
direccionar correctamente el equipo PULSAR.
5.22. Al terminar de configurar los campos pulse el botón “OK”. Aparece un mensaje para salvar los
cambios, presionar el botón “OK”. Retorna a la pantalla mostrada en la figura 3.
5.23. Seleccionar la opción “Test” de la barra de menús.
5.24. Escoger la línea denominada “Load module”. Se carga un listado con todos los módulos de
pruebas existentes, de acuerdo con la referencia del relé seleccione el módulo y pulse la tecla
“OK” o “Enter”. Otra manera para buscar el módulo de prueba de un relé es la siguiente,
presione la tecla correspondiente a la primera letra de la referencia y con las teclas de
desplazamiento del cursor (o con la barra de desplazamineto ubicada a la derecha de la
ventana que contien los módulos). Seleccione el módulo necesario.
