MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE SUBESTACIONES - PowerPoint PPT Presentation

1 / 70
About This Presentation
Title:

MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE SUBESTACIONES

Description:

Title: Escriba aqu el t tulo Author: GERENCIA DE TELEMATICA Last modified by: jose camargo Created Date: 11/21/2002 4:15:54 PM Document presentation format – PowerPoint PPT presentation

Number of Views:247
Avg rating:3.0/5.0
Slides: 71
Provided by: GERENC87
Category:

less

Transcript and Presenter's Notes

Title: MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE SUBESTACIONES


1
MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE SUBESTACIONES
  • Comprometidos con la seguridad
  • de sus trabajadores y equipos .

2
AGENDA
1- Introducción. 2- Revisión del Sistema de
Puesta a Tierra. 3- Inspección Termográfica. 4-
Mantenimiento de Transformadores. 5- Pruebas de
Campo a Interruptores.
3
INTRODUCCIÓN
Parte importante de la seguridad en las
instalaciones eléctricas, tanto para los equipos,
como para el personal que opera y mantiene ese
mismos equipos y, en general, para cualquier
persona que pueda llegar a estar en contacto o en
las cercanías de los equipos y las instalaciones
donde existen alimentaciones con energía
eléctrica, está centrada en el grado de
mantemiento que se da a esas mismas
instalaciones. Es el propósito de este seminario,
recordar algunos aspectos que deben tenerse en
cuenta en la planeación, presupuesto y ejecución
de las tareas de mantenimiento en una planta
industrial, una instalación comercial, e incluso,
en un grupo habitacional. La idea es compartir
algunas experiencias y crear inquietud sobre la
importancia de efectuar un manenimiento adecuado
y oportuno a los equipos e instalaciones que
utilizan energía eléctrica.
4
REVISIÓN DEL SPT
5
IMPORTANCIA DE LA PUESTA A TIERRA
  • RETIE Artículo 15
  • Objetivos del Sistema de Puesta a Tierra
  • La seguridad de las personas,
  • La protección de las instalaciones y
  • La compatibilidad electromagnética.
  • Las funciones de un sistema de puesta a tierra
    son
  • Garantizar condiciones de seguridad a los seres
    vivos.
  • Permitir a los equipos de protección despejar
    rápidamente las fallas.
  • Servir de referencia al sistema eléctrico.
  • Conducir y disipar las corrientes de falla con
    suficiente capacidad.
  • Transmitir señales de RF en onda media.

6
MEDICIONES EN LOS SPT
  • Las tierras al igual que los demás sistemas y
    equipos eléctricos sufren deterioro con el
    transcurso del tiempo. Por ello se requieren
    mediciones que permitan verificar que sus
    características físicas y eléctricas se mantienen
    constantes, o a su vez, en un estado que brinde
    seguridad a las personas, equipos y al medio
    ambiente ante situaciones de falla. Las
    principales mediciones son
  • Medición de resistencia de puesta a tierra.
  • Medición de equipotencialidad.
  • Medición de corrientes circulantes.

7
MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
Método Tradicional Este método consiste en
realizar la medida de tierras con un equipo de
inyección de Corrientes Débiles. Generalmente se
utiliza un TELURÓMETRO.
  • Desventajas de este método
  • Cuando se realizan mediciones en instalaciones de
    AT aparecen perturbaciones debidas a corrientes
    parásitas y la medida puede verse afectada por
    estas corrientes erráticas.
  • Corrientes de inyección débiles.
  • Es difícil acertar con el Punto de Potencial Cero
    (PP0).

8
MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
CIRCUITO DE INYECCIÓN.
9
MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
  • Características principales
  • Se realizan tres medidas en cada punto una
    inyectando intensidad en un sentido (V), otra
    invirtiendo el sentido de la intensidad (V-) y
    una tercera sin inyección (V0). Con los valores
    obtenidos y aplicando la siguiente fórmula se
    elimina el error introducido por la perturbación
  1. Altas corrientes de Inyección (1 la intensidad
    para la cual ha sido diseñada la instalación y
    nunca menos de 50 A). Para evitar medidas
    falseadas.
  2. La medida se realiza en dirección contraría a la
    malla auxiliar, lo que facilita la localización
    del Punto de Potencial Cero.

10
MEDIDA DE EQUIPOTENCIALIDAD DE LA RED DE TIERRAS
  • El objetivo es comprobar el estado de la red de
    tierra enterrada y la equipotencialidad de ésta
    con todos los elementos de la instalación que
    están conectados a la misma.
  • Se trata de evitar que al ocurrir una falla
    existan partes de la Red de tierra que posean
    diferentes potenciales.
  • El método utilizado para medir resistencias es
    el de los cuatro hilos con cable apantallado
    para que no tengan influencia la resistencia de
    los conductores utilizados para la medición, ni
    la inducción sobre los mismos. Se efectúan
    mediciones entre un punto central de la
    subestación y todos los puntos de la red
    enterrada que salgan a la superficie.

11
MEDIDA DE EQUIPOTENCIALIDAD DE LA RED DE TIERRAS
El equipo utilizado es un Medidor de Resistencia
de bajo valor (micro- ohmímetro) con una
corriente de ensayo de hasta 20 A. Para que
los resultados sean fácilmente interpretables,
los valores anormales de la continuidad se darán
en sección de cobre equivalente, empleando la
fórmula siguiente
12
MEDIDA DE CORRIENTES CIRCULANTES
  • Los sitemas de puesta a tierra no deben
    transportar corriente en condiciones normales de
    operación, porque el potencial entre los
    diferentes puntos puestos a tierra sería
    diferente a causa de la caída de tensión
    ocasionada por la corriente a través de la
    resistencia propia de los conductores.
  • Cuando existe corriente en los conductores de
    puesta a tierra, en condiciones normales de
    operación, se ponen en riesgo tanto las personas
    que operan los equipos, como los dispositivos
    mismos, que no toleran diferencias de tensión
    entre neutro y tierra.
  • Las corrientes en los conductores de puesta a
    tierra se deben, en la mayoría de los casos a
    múltiples conexiones entre neutros y tierras, que
    es una práctica corriente pero inadecuada.
  • Esto se detecta ubicando una pinza amperimétrica
    en los conductores que ponen a tierra los
    tableros de distribución y los centros de carga.

13
MEDIDA DE CORRIENTES CIRCULANTES
14
DIAGNÓSTICO DE UN SPT
Un año Revisión y Ajustes (Inspección Visual)
Un año Medición de Equipotencialidad
Un año Medición de Resistencia de Puesta a Tierra
Un año Tensiones peligrosas
Cinco años Medición de Resistencia de cada subsistema de puesta a tierra
Cinco años Medición de Equipotencialidad en cada subsistema de puesta a tierra
Cinco años Medición de Resisencia de todo el SPT interconectado
Diez años Revisión de conexiones al electrodo
Diez años Actividades propias de cada año
Veinte años Diagnóstico Completo
Veinte años Evaluación
Veinte años Rediseñar
Veinte años Proyectar acciones correctivas
15
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
16
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
  • QUÉ ES
  • La Termografía Infrarroja es una de las nuevas
    herramientas del Mantenimiento Predictivo que
    permite ver los patrones térmicos invisibles
    correspondientes a la radiación térmica emitida
    por un cuerpo, casi de la misma forma como una
    cámara de vídeo convierte la luz en una imagen de
    televisión.

OBJETIVO El objetivo principal del informe, es
entregar una herramienta con alto soporte técnico
que sirva de apoyo en la planeación del
mantenimiento, mostrando de una manera metódica
los problemas o fallas potenciales de sus
sistemas electromecánicos, encontrados en una
ruta de inspección programada con antelación.
17
INSPECIÓN TERMOGRÁFICA
  • CONCEPTOS BÁSICOS TEORÍA INFRARROJA
  • La existencia de una parte del espectro
    electromagnético (infrarrojo) fue descubierto en
    1800 por WILLIAM HERSCHEL (Inglaterra). Durante
    la búsqueda de nuevos filtros ópticos para uso en
    telescopios para la observación de fenómenos
    solares.
  • Herschel notaba que algunas muestras de vidrio
    coloreado, daban una reducción de brillo similar,
    pasando una pequeña cantidad de calor solar
    mientras que otras pasaban más calor ocasionando
    riesgo de daño en los ojos después de unos pocos
    segundos de observación.
  • Herschel organizó una serie de experimentos
    usando prismas y termómetros de mercurio para
    determinar cuál color del espectro ocasionaba el
    más grande efecto de calentamiento.
  • Él notó que cuando el termómetro era movido desde
    el color violeta al rojo del espectro, el efecto
    del calentamiento se incrementaba, él continuo
    moviendo el termómetro pasando al final del rojo
    visible y observaba más calentamiento. Este
    descubrimiento se conoce hoy día como INFRARROJO.

18
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
  • El Infrarrojo es una forma de energía
    electromagnética las otras formas son luz
    visible, ultravioleta, rayos gamma y microondas.
    Estos tipos de energía se diferencian por la
    longitud de onda. Por convención, el micrón es
    usado como una medida de longitud de onda.
  • Un micrón equivale a una millonésima parte de un
    metro.
  • En la Fig. se muestra que la luz visible se
    encuentra aproximadamente entre 0,4 y 7 micrones,
    el infrarrojo está en la región de longitud de
    onda entre 2 y 15 µm.
  • El sistema infrarrojo se ha desarrollado para
    medir temperatura sin contacto, la cantidad de
    radiación infrarroja emitida por un cuerpo puede
    ser medida.

19
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
Se ha encontrado la relación existente entre la
temperatura de un objeto y su cantidad de energía
radiada, la temperatura del objeto puede ser
correctamente determinada por la cantidad de
energía radiada.
20
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
  • Por qué realizarlas
  • Pueden reducirse sustancialmente los costos de
    reparación porque se gana en habilidad para medir
    las reparaciones y reemplazos antes de la
    ocurrencia de un daño, el valor total que implica
    una parada se reduce.
  • Se prolonga la vida útil de los equipos porque se
    localizan con exactitud las componentes de falla
    minimizando el peligro de que sea necesario el
    reemplazo de la totalidad de las partes del
    sistema.
  • Las fallas catastróficas pueden ser advertidas,
    pueden identificarse las áreas específicas que
    requieren reparación, esto elimina la necesidad
    de parar un sistema completo.
  • Puede lograrse ahorro de energía por la
    identificación de componentes ineficientes en el
    sistema, permitiendo planear la reparación o
    reemplazo de ellos.
  • Puede incrementarse aún más la eficiencia,
    verificando todas las reparaciones después de que
    ellas han entrado en operación, asegurándose así
    que fueron ejecutadas apropiadamente.
  • La administración del riesgo se beneficia con la
    prevención de accidentes e incendios
    catastróficos, derivados de problemas en sistemas
    eléctricos y mecánicos.

21
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ACCSESORIOS PARA REALIZAR INSPECCIONES
TERMOGRÁFICAS
  • Las cámaras de imágenes infrarrojas son similares
    en sus lentes, típicamente fabricados de germanio
    o cuarzo, enfocan la radiación sobre un detector
    sensible a longitudes de onda infrarrojas. El
    detector responde produciendo pequeñas señales
    eléctricas que cuando se amplifican, producen una
    imagen electrónica correspondiente a la
    localización e intensidad de la radiación
    infrarroja que éste ve.

22
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
CRITERIO DE ANÁLISIS PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS
  • Para evaluar la severidad de una falla,
    utilizamos el criterio de delta de temperatura.
  • Se determina la diferencia de temperatura entre
    el punto que presenta la falla y un punto de
    referencia.
  • Esta referencia presenta típicamente la
    temperatura ambiente o es un equipo que está
    trabajando en las mismas condiciones del equipo
    comparado.

23
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
  • Un criterio muy importante para evaluar y
    clasificar el delta de temperatura resultante, es
    el establecido por el insfraspection Institute,
    que se basa en la experiencia.

24
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
25
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
  • FACTORES QUE INLUYEN EN UNA INSPECCIÓN
    TERMOGRÁFICA
  • CARGA
  • El efecto del calentamiento cuando se presenta
    una falla, incrementa en términos generales con
    el valor de la carga elevada al cuadrado. Se ha
    demostrado que el exceso de temperatura en un
    componente, aumenta linealmente con el efecto
    desarrollado.
  • Ejemplo
  • Se encontró un sobrecalentamiento de 10 C (falla
    pronunciada) en una conexión, cuando el circuito
    se encontraba cargado a un 40. Al incrementarse
    la corriente de carga a un 60,
  • La temperatura del componente aumentaría así
  • Lo cual sería una falla severa.

26
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
  • ATENUACIÓN ATMOSFÉRICA
  • La atmósfera no es completamente transparente a
    la radiación infrarroja. Hay información que
    puede ser atenuada al pasar a través de ella.
    También puede emitirse radiación en la atmósfera.
    Por lo tanto, existen unos factores de
    corrección que dependerán de una serie de
    parámetros, tales como la distancia al objeto,
    la humedad relativa (H2O), la temperatura del
    aire en grados Centígrados, Fahrenheit o Kelvin,
    dependiendo del tipo de equipo.
  • EMISIVIDAD
  • Como no todos los cuerpos cuando aumentan su
    temperatura pueden radiar energía en la misma
    forma, ésta dependerá del tipo de material.
    Muchos elementos tienen buena capacidad de
    reflexión, como son las superficies de material
    brillante y se pueden reflejar brillos que
    seguramente se mostrarían como puntos calientes.
    Un cuerpo con diferentes emisividades puede lucir
    como si estuviese sobrecalentado en varios
    puntos, a este efecto debe tenerse cuidado porque
    mientras la emisividad sea menor, la
    reflectividad aumenta. A menudo es muy obvio
    donde el objeto ha sido pulido o limpiado
    últimamente. Estos brillos también pueden ser
    producidos por el sol, bombillos u otros
    elementos calientes que se encuentren en los
    alrededores. A estos engañosos puntos se les
    mira desde diferentes ángulos y alturas con el
    equipo, para certificar si son producidos por
    algún reflejo.

27
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
  • VELOCIDAD DEL VIENTO
  • El efecto refrigerante producido por la velocidad
    del viento, es uno de los factores a tener en
    cuenta en un análisis termográfico.

28
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
  • APLICACIONES EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS
  • En los sistemas eléctricos una inspección permite
    identificar los problemas causados por las
    relaciones corriente/resistencia, las fallas son
    causadas usualmente por conexiones sueltas o
    deterioradas, cortocircuitos, sobrecargas, cargas
    desequilibradas, componentes que se han instalado
    de forma inapropiada o falla del componente en
    sí.
  • SUBESTACIONES ELECTRICAS
  • Transformadores de potencia, seccionadores,
    interruptores, barrajes, aisladores, bancos de
    baterías, tableros de control de los equipos, etc.

29
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
30
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN CCM
31
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN INTERRUPTORES
32
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN FUSIBLES
33
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE
34
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN BARRAJES
35
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
ANÁLISIS TERMOGRÁFICO EN SECCIONADORES
36
INSPECCIÓN TERMOGRÁFICA
Las inspecciones industriales deben ser
realizadas al menos una vez al año así se
optimiza el retorno de la inversión.
Aquella en la cual se pueda tener cero tiempo
perdido por paradas eléctricas imprevistas.
Frecuencia de inspección ideal
2 3 Inspecciones al año
  • Plantas con trabajo pesado
  • Plantas químicas
  • Molinos papeleros
  • Cementeras
  • Ingenios azucareros
  • Siderúrgicas
  • Refinadoras.

37
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
38
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
NFPA 70B 1998 Capítulo 2-1.1 El deterioro de
un equipo eléctrico es normal, sin embargo, una
falla NO es inevitable. Desde que un equipo es
instalado y puesto en operación, un proceso de
deterioro normal dará inicio. No vigilar este
proceso de deterioro puede provocar un mal
funcionamiento y/o la falla del equipo.
39
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
  • Para poder mantener un óptimo rendimiento de los
    transformadores es recomendable realizar las
    diferentes prácticas de mantenimiento predictivo
    y preventivo, las cuales son pruebas e
    inspecciones que se realizan durante la operación
    normal del equipo, con la finalidad de detectar
    anomalías y evitar fallas. Algunas de las
    diferentes pruebas son
  • Pruebas Fisicoquímicas.
  • Pruebas Cromatográficas.
  • Contenidos de Furanos.
  • Contenidos de PCBs.
  • Pruebas eléctricas.
  • Análisis Termográficos.
  • Análisis de la calidad de energía.
  • Análisis de tendencias.

40
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas Físico-Químicas.
  • El control de la calidad de los fluidos aislantes
    para transformadores, es un factor determinante
    para el buen funcionamiento. Es importante
    efectuar este control, debido a que los aceites
    aislantes en servicio sufren en forma progresiva
    una degradación y un envejecimiento, haciéndolos
    inadecuados para las condiciones de trabajo que
    deben soportar.
  • Causas de deterioro.
  • El aceite aislante está en contacto con el aire,
    viéndose sometido por tanto a reacciones de
    oxidación que son aceleradas por las temperaturas
    elevadas de trabajo, la presencia de metales y de
    compuestos órgano-metálicos que se comportan como
    activadores de la oxidación.
  • Pueden aparecer en el aceite otros agentes
    contaminantes como son agua, partículas sólidas y
    productos polares solubles que alteran sus
    propiedades.

41
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas
CONTENIDO DE HUMEDAD
  • Es una medida directa de la cantidad de agua
    disuelta en el aceite en miligramos de agua por
    kilogramo de aceite (ppm partes por millón)
  • Se efectúa de acuerdo a la norma ASTM D1533 por
    el método de la reacción de Karl Fisher
    Coulométrico.
  • Los siguientes valores son considerados como
    representativos para aceites en servicio.
  •  
  • 40 ppm equipos con tensiones hasta 72,5 kV
  • 35 ppm equipos con tensiones mayores a 72,5 kV y
    menores a 242 kV
  • 25 ppm equipos con tensiones mayores 242 kV
  •  contenidos de humedad gt 50 ppm indican la
    necesidad de realizar un tratamiento del aceite
    para remover inmediatamente la humedad y
    disminuir la impregnación de la parte activa.

42
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas Físico-Químicas.
RIGIDEZ DIELÉCTRICA
  • Es una medida de la resistencia que el aceite
    aislante presenta al choque eléctrico, es el
    indicado para evidenciar la presencia de agentes
    contaminantes como agua fibras celulósicas
    húmedas, partículas metálicas conductoras en el
    aceite.
  • Se adoptan como criterio lo siguiente (ASTM D877)
  • 25 kV mínimo para equipos con tensiones hasta
    72,5 kV
  • 30 kV mínimo para equipos con tensiones mayores a
    72,5 y lt a 242 kV.

43
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
COLOR
El color puede aportar información valiosa sobre
el tipo de fracciones de petróleo que se usaron
para la producción del aceite dieléctrico, por
ejemplo, las fracciones en las que predominan los
hidrocarburos parafínicos e isoparafínicas son
blancas y transparentes, mientras que las
nafténicas varían de amarillo claro a amarillo
verdoso. El color en un aceite usado puede
usarse como una indicación del grado de deterioro
en el que se encuentra, sin embargo, esta prueba
siempre debe estar acompañada de otras que ayuden
a dar mayor claridad acerca del deterioro del
aceite.
44
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
ÍNDICE DE NEUTRALIZACIÓN (NÚMERO DE
NEUTRALIZACIÓN)
Es la medida del total de los compuestos ácidos
presentes en el aceite aislante. La acidez de
una muestra del aceite se relaciona con el
deterioro de la muestra. El aceite mineral
aislante es esencialmente un hidrocarburo
saturado no polar sin embargo, cuando la muestra
experimenta la degradación por oxidación hay
ácidos carboxílicos formados. La presencia de
estos materiales ácidos se puede determinar
cuantitativamente por un procedimiento llamado
titulación. La cantidad de una base
estandardizada que sea necesaria para neutralizar
los materiales ácidos presentes en una cantidad
conocida de una muestra del aceite . El
resultado se refiere como la acidez o el número
de la neutralización de la muestra y está
señalado en los términos de los miligramos de
hidróxido de potasio por el gramo de la muestra
del aceite.
45
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
La IEEE (Std C57.106-1991) recomienda los valores
expresados en la tabla siguiente
 
46
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
FACTOR DE POTENCIA (FACTOR DE PÉRDIDAS)
Es una medida de la tangente del ángulo de fase
(o coseno de su complemento) entre la tensión y
la corriente al aplicar un diferencia de
potencial predeterminada a dos electrodos entre
los que se encuentra líquido aislante. Este
ensayo es sensible a la presencia de compuestos
polares y aún polarizables por la acción de un
campo magnético, o sea, productos de oxidación y
partículas. Un factor de potencia de un aceite
nuevo en buenas condiciones debe estar por debajo
de 0,05 _at_ 25 C.   En aceites usados un factor
de potencia hasta 0,5 _at_ 25 C es considerado
admisible, valores entre 0,5 y 2 _at_ 25 C debe
ser analizado detalladamente para determinar las
causas de esta elevación.  
47
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Físico-Químicas.
TENSIÓN INTERFACIAL
Es la medida de una fuerza necesaria para que un
anillo plano (platino de Iridio) rompa la
interfase formada entre el agua y el aceite. Una
disminución en la tensión interfacial indica la
presencia de compuestos polares originados de la
descomposición del aislamiento sólido y de
productos del deterioro del aceite. Para aceites
nuevos se deben encontrar valores de TI por
encima de 40 mN/m (miliNewtons por metro) o D/cm
(Dinas por centímetro). Para aceites en
operación valores por debajo de 20 mN/m deben ser
tenidos en cuenta para monitorear con otros
ensayos.
48
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Pruebas Cromatográficas de gases disueltos en
aceites dieléctricos.
Predicen el estado de la parte activa del
transformador, por medio de la determinación del
contenido de gases producidos por condiciones
anormales de operación del transformador.
  • Hidrógeno
  • Metano
  • Monóxido de Carbono
  • Dióxido de Carbono
  • Acetileno
  • Etileno, entre otros.

Se analizan gases como
49
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Prueba de contenido de Furanos
La degradación de los materiales compuestos por
celulosa (papel) conduce a la formación de gran
variedad de compuestos como azúcar y derivados de
Furanos. Los derivados de los Furanos permanecen
en su mayoría adsorbidos en el papel, sin
embargo, una pequeña cantidad es soluble en el
aceite. La presencia de estos compuestos en el
aceite puede ser usada como una herramienta de
diagnóstico para los equipos en servicio y como
información suplementaria al análisis de gases
disueltos (Cromatografía de Gases). Los furanos
cuyo nombre genérico es policloro-dibenzofuranos
(PCDF) son un grupo de 135 compuestos de
estructura y efectos similares a las dioxinas y
cuyas fuentes de generación son la misma. Se
considera que estos compuestos son los
contaminantes principales de los
policlorobifenilos (PCB). Cuando se hace
referencia a las dioxinas y compuestos similares
en los textos de divulgación se incluye también a
los furanos y PCB.
50
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES.
Prueba de contenido de PCBs
ASKARELES Son productos sintéticos producidos
por la mezcla de Bifenilos policlorados (PCBs)
y triclorobenceno (TCB) en una proporción de 40 y
60 de cada componente. Presentan gran
estabilidad térmica y química, no se inflaman a
temperaturas inferiores a 1200 C a presión
normal, no son Biodegradables y son atacados por
pocos productos químicos. Presentan buenas
características aislantes y son incompatibles con
algunos materiales de los transformadores como
empaques , barnices y pinturas. Su uso está
prohibido desde la década de los 70
51
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Pruebas eléctricas
  1. Nivel de aislamiento.
  2. Relación de transformación.
  3. Resistencia de devanados.
  4. Curva de saturación.
  5. Medición de pérdidas.
  6. Factor de potencia.

52
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
  • Termografía Infrarroja.

Es una técnica electrónica que nos permite ver la
energía térmica que emiten los objetos con calor.
53
MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES
Análisis de tendencias
Las fallas pueden detectarse por medio de un
programa que analiza los cambios bruscos en los
resultados de las pruebas predictivas. Las
fallas incipientes pueden ser corregidas
oportunamente evitando su progreso y daños
mayores.
54
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
55
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
  • En baja tensión, se distinguen dos tipos de
    interrptores
  • Interruptores de caja moldeada
  • Interruptores de potencia

56
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
  • Su objetivo es verificar el estado, correcta
    operación y calibración de los interruptores.
  • Estas pruebas no deben considerarse de
    calibración de laboratorio, porque no se pueden
    cumplir todos los estándares metrológicos.
  • Si el resultado de las pruebas no es
    satisfactorio, deberá efectuarse un mantenimiento
    correctivo en talleres especializados (no se
    recomienda hacerlo en el sitio).
  • Normalmente las pruebas se efectúan durante
    paradas programadas, porque los equipos deben
    retirarse de servicio.

57
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
  • Las pruebas de campo deben incluir
  • Inspección visual del interruptor, la celda y el
    barraje.
  • Limpieza y ajuste de conexiones.
  • Pruebas a los elementos de protección.
  • Medición de resistencia de aislamiento.
  • Medición de resistencia de contactos.
  • Pruebas funcionales.

58
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas con Corrientes Secundarias.
Los interruptores que tienen unidades de disparo
electrónicas se pueden probar efectuando
inyecciones secundarias. Las pruebas se hacen
desde las borneras de los transformadores de
corriente que alimentan las unidades de disparo
y, por lo tanto, no incluyen la prueba de esos
TCs.
59
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Caja Moldeada de B.T.
  • Rango de corrientes de 10 A a 4.000 A.
  • La prueba de sobrecarga debe realizarse al 300
    de la corriente nominal o de la corriente de
    ajuste de sobrecarga.
  • Se mide el tiempo que se demora en operar el
    interruptor con la corriente de prueba.
  • Se compara el tiempo de disparo con la
    característica nominal del interruptor y con los
    límites térmicos de los dispositivos que se
    protegen.

60
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
  • Elemento de tiempo largo, contra sobrecargas.
    Ajustes entre el 80 y el 160 de la corriente
    nominal del interruptor. El tiempo de operación
    es de tipo inverso y varía de algunos segundos a
    varios minutos.
  • Elemento de tiempo corto, respaldo temporizado
    contra altas corrientes y cortocircuitos.
    Ajustes entre el 250 y el 1.000 de la corriente
    nominal. El tiempo de operación va de algunos
    ciclos a varias décimas de segundo.
  • Elemento instantáneo, protección no temporizada
    contra cortocircuitos. Ajustes entre el 500 y
    el 1.500 de la corriente nominal.
  • Elemento de tierra, disponible en unidades de
    disparo electrónicas.

61
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
62
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
  • Las unidades se prueban utilizando equipos de
    inyección de altas corrientes a baja tensión
    aplicada.
  • El equipo de prueba debe tener escala de medición
    de tiempo en milisegundos o en ciclos.
  • Se debe efectuar al menos una prueba para cada
    una de las funciones del interruptor.

63
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
  • El elemento de tiempo largo se prueba al 300 del
    ajuste de la corriente de arranque. Es común
    hacer pruebas adicionales al 150 y al 200 de
    sobrecarga.
  • El elemento de tiempo corto se prueba al 150 ó
    200 de su corriente de ajuste.
  • Se suela hacer una prueba para encontrar el punto
    en que se cambia de tiempo largo a tiempo corto,
    haciendo inyecciones de corta duración (3 a 5
    segundos), empezando en el 90 del ajusto del
    elemento de tiempo corto, e incrementándolo
    paulatinamente hasta que se observa una reducción
    drástica en el tiempo de operación.
  • La corriente de arranque de la unidad instantánea
    se obtiene utilizando el mismo procedimiento
    anterior, empezando en el 90 del ajuste
    instantáneo, incrementando la corriente hasta que
    el tiempo de operación se reduce desde las
    décimas de segundo hasta valores inferiores a 100
    ms.

64
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas a Interruptores de Potencia de B.T.
  • El tiempo de operación del elemento instantáneo
    se obtiene inyectando una corriente superior al
    110 de ese ajuste, y ese valor debe ser inferior
    a 70 ms.

65
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Medición de Resistencia de Aislamiento.
  • Se conoce comúnmente como prueba de Megger. Para
    baja tensión se acostumbra utilizar tensiones de
    1.000 V de d.c.
  • Deben hacerse mediciones entre cada par de polos
    y entre cada polo y tierra.
  • En interruptores nuevos la resistencia de
    aislamiento debe estar entre 50 y 100 M?.
  • Una resistencia de aislamiento inferior a 1 M?
    debe considerarse como inadecuada.
  • Si el interruptor no es extraíble, el valor de la
    resistencia de aislamiento se afecta por los
    demás elementos conectados al barraje.

66
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Medición de Resistencia de Contactos.
  • Debe medirse con equipos de inyección de
    corriente continua, para eliminar los efectos
    inductivos.
  • La resistencia se mide indirectamente inyectando
    una corriente d.c. (100 Amperios) y midiendo la
    caída de tensión entre los contactos. La
    resistencia se calcula por la Ley de Ohm.
  • Los valores deben estar en el rango de los m?,
    pero varían de un fabricante a otro, así que es
    mejor conseguir información del fabricante en
    cada caso.
  • Puede ser indicativo cuando la resistencia de
    contacto de un polo es superior en un 50 del
    menor valor medido en los otros contactos del
    interruptor.

67
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Pruebas funcionales.
  • Cierre.
  • Apertura manual.
  • Apertura de emergencia.
  • Disparo auxiliar.
  • Señalización.
  • Bloqueo mecánico.

68
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES.
Frecuencia del Mantenimiento.
  • Depende de
  • Condiciones ambientales.
  • Disponibilidad de desconectar el interruptor y el
    barraje en caso de nos ser extraíble.
  • Importancia del equipo en el sistema productivo.
  • Condiciones de riesgo que implica su mala
    operación.
  • Presupuesto de mantenimiento.
  • Antigüedad del interruptor.
  • Disponibilidad de personal capacitado para
    realizar las pruebas.
  • Disponibilidad de los equipos para realizar las
    pruebas.

69
PRUEBAS DE CAMPO A INTERRUPTORES
Frecuencia del Mantenimiento.
  • La Norma NFPA 70B sugiere
  • Inspección visual, limpieza y ajuste mecánico una
    vez al año.
  • Pruebas eléctricas cada tres años.

70
Somos el aliado para su productividad
GRACIAS
ELECTRICARIBE ELECTROCOSTA ENERGIA
EMPRESARIAL
Write a Comment
User Comments (0)
About PowerShow.com