gestión de mantenimiento de centros de transformación de alta tensión

GESTIÓN DEL MANTENIMIENTO ELÉCTRICO

VI CICLO

TRABAJO Nº 1

GESTIÓN DE MANTENIMIENTO EN CENTROS DE TRANSFORMACIÓN DE

ALTA TENSIÓN

Integrantes:

HUAROTO LUQUE, MiguelRETAMOZO AYALA, Ronald

RIVERA VELIZ, GeorgeQUISPE MENDEZ, Richard

Profesor: ZURITA ARMAS, Ricardo

Sección: C14 - 06 - B

Fecha de entrega: 19 de Octubre

2009 – IIÍNDICE

Gestión del Mantenimiento Eléctrico

INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………3

DEFINICIONES………………………………………………………………………4

MANTENIMIENTO DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA……….5

Mantenimiento Correctivo……………………………………………………….5

Mantenimiento Preventivo………………………………………………………6

Mantenimiento Predictivo………………………………………………………..8

MANTENIMIENTO DE UN INTERRUPTOR DE POTENCIA……………..22

Mantenimiento Preventivo………………………………………………………22

Mantenimiento Predictivo………………………………………………………….25

MANTENIMIENTO DE SECCIONADORES………………………………………28

Mantenimiento Preventivo…………………………………………………………29

Instrucciones para mantenimiento preventivo de interruptores……30

MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA……………..32

MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA………………..32

SALA DE CONTROL DE UN CENTRO DE UNA SUBESTACIÓN DE ALTA TENSIÓN………………………………………………………………………………..

35

CONCLUSIONES………………………………………………………………………49

PROGRAMA DE FORMACIÓN REGULAR- 2 -


GESTIÓN DE MANTENIMIENTO EN CENTROS DE TRANSFORMACIÓN DE ALTA TENSIÓN

1. INTRODUCCIÓN

Las subestaciones de alta tensión está formado por un conjunto de componentes que tiene la función de transformación, protección, compensación de factor de potencia y conexión de dos o más circuitos por aparatos de maniobra. Como podemos ver las subestaciones de alta es uno de los elementos muy importantes del sistema eléctrico por lo tanto merece una adecuada gestión de mantenimiento con la finalidad de disminuir y/o eliminar las interrupciones de servicio que son causadas por dos razones, indisponibilidades forzadas, las cuales no son fáciles de controlar, (Ejemplo: cortocircuitos, daños producidos por terceros, consecuencias climáticas, etc.) y las indisponibilidades programadas (causadas por mantenimiento predictivo, preventivo o correctivo), resultando estas últimas un parámetro controlable. El mantenimiento se entiende por un conjunto de trabajos destinados a verificar los componentes de la subestación estén en condiciones de realizar su función correctamente.

Esta gestión deberá observar al mantenimiento preventivo, englobando al mantenimiento predictivo, para revisar con cierta frecuencia el estado de los equipos, al mantenimiento correctivo para reparaciones o reemplazos preventivos, el cual deberá tener cierta planificación para intervenciones de emergencia, y al mantenimiento proactivo, para el análisis y revisión periódica de la gestión, y para la evolución del mantenimiento y sus procedimientos.



2. DEFINICIONES

Mantenimiento correctivo.- Es aquel mantenimiento no planeado llamado también de emergencia, llevan al mal uso de los recursos de la empresa, tanto materiales como humanos.

Mantenimiento preventivo.- Es el mantenimiento basado en el tiempo que ha demostrado reducir los tiempos de paradas no planeadas, reducir la cantidad de fallas imprevistas e incrementar la confiabilidad en la operación de servicio pero tiene un gran inconveniente su costo inicial es elevado, consiste en revisar, ajustar y reparar activos cuando “aún no lo requieren” o cuando es “demasiado tarde”, se deriva en gastos excesivos y en muchas ocasiones innecesario.

Mantenimiento predictivo.- Es el mantenimiento basado en las condición busca disminuir el mantenimiento preventivo y correctivo y mejorar la calidad de servicio técnico. Se lleva a cabo midiendo periódicamente algunas variables físicas de cada activo, con el uso de los transductores apropiados. Lo anterior se realiza durante la operación normal de los equipos y bajo sus condiciones de tensión nominal. Con la evaluación de la condición se pretende hacer el “mantenimiento correcto en el momento correcto”; ni más, ni menos del requerido, ni antes, ni después de ser realmente necesario. Con ello se busca realmente reducir los costos de mantenimiento, pero, sin sacrificar la confiabilidad de la operación.



El aumento del mantenimiento predictivo ha resultado, a lo largo de estos años, en una reducción de H.H (Horas-Hombre) de mantenimiento, una reducción del porcentaje de mantenimiento preventivo anual, una disminución de los índices de falla, un consiguiente aumento de disponibilidad del equipamiento y en definitiva, una mejora en la calidad de servicio técnico, la cual se ve reflejada en el siguiente cuadro:

3. MANTENIMIENTO DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Los transformadores son máquinas estáticas que requieren un menor cuidado y atención que la mayoría de aparatos eléctricos de potencia. Sin embargo no es razón para descuidar su mantenimiento. Un transformador con su sistema de aislamiento adecuadamente mantenido, será capaz de soportar de una mejor manera problemas como: sobrevoltajes debido a maniobras o a descargas atmosféricas, cortocircuitos internos, entre otros.

MANTENIMIENTO CORRECTIVO

Mantenimiento correctivo programado. Es una actividad correctiva que implica reparación y reemplazo de piezas que tiene carácter preventivo, ya que en función de las condiciones del equipo o de ciertos parámetros se efectúan las reparaciones con la intención de anticiparse y prevenir daños mayores que afecten a la disponibilidad del equipo.

Mantenimiento correctivo por avería. Se presenta cuando existe una falla o avería grave de algún o algunos equipos de la subestación, estas averías se presentan por causas ajenas a la voluntad de los responsables de la subestación, y se deben a



factores externos: condiciones climáticas, daños de terceros, problemas en la línea de transmisión o distribución.

Qué medidas correctivas deberán tomarse en el caso de que detecte alguna normalidad en el mantenimiento preventivo periódico

• Cambio de aisladores de alta y baja tensión. • Cambio de empaquetaduras.

• Reparación de terminales.

• Aumento o cambio de aceite dieléctrico.

• Recirculado de aceite dieléctrico.

• Mejoramiento de la resistencia de conexión a tierra.

• Cambio de empaquetaduras.

• Recirculado de aceite.

• Cambio y aumento de aceite.

• Reparación de cuba

• Cambio de aisladores de alta y baja tensión.

• Cambio de llave selectora de tap.

• Reparación y zincado de terminales.

• Secado de parte activa y cuba.

• Rebobinado de arrollamiento de alta y baja tensión

MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Por años, el mantenimiento preventivo de los transformadores ha estado basado en la determinación de la resistencia de su aislamiento junto con la medición de la rigidez dieléctrica de su aceite. Sin embargo, se sabe ahora que pruebas como el factor de potencia del aislamiento, contenido de humedad, tensión interfacial, acidez, entre otras, son muy importantes para obtener un diagnostico más acertado del estado del transformador.



INSPECCIONES:

Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizar la línea, no utiliza herramientas ni instrumentos en

la mayor parte de los casos, y como su nombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales.

Tiene la finalidad de revisar visualmente el estado exterior de los equipos, anotándose en una planilla los resultados de dicha inspección.

a.- Inspección Visual:

Estado de aisladores Limpieza y pintura Placa de características Signos de corrosión del equipo. Chuequeo del sistema de aterramiento Chuequeo del nivel de aceite y del conservador Daños físicos al transformador Sedimentación y pérdida de aceite Obstrucciones en los radiadores Obstrucciones en los ventiladores Estado del respiradero y elemento deshumificador Estado de temperatura Color de la silica del deshidratador Limpieza general Manómetro Temperatura del aceite y bobinas Bornas



MANTENIMIENTO PREDICTIVO

ENSAYOS AL CIRCUITO DIELECTRICO

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACION

Este ensayo ha sido el más corriente históricamente siendo llamado en la terminología de los operarios “meggar” al transformador (el término viene de la marca de los primeros equipos Megger). En este ensayo se utiliza un equipo de medida capaz de generar altas tensiones en continua typ.5000V que aplicadas entre extremos del dieléctrico del transformador de potencia (un extremo a los bornes unidos de alta y el otro a la baja y al chasis) permite evaluar el estado puntual del dieléctrico en su interior. El equipo dispone de una fuente de alta tensión continua operando con baterías o desde la red de alimentación. La filosofía de medida se basa en el registro de la corriente / tensión de forma continua que evoluciona como respuesta a un escalón de tensión.

En este ensayo la relación que se busca es la indicada por la absorción dieléctrica y consiste en una medición de aislación en función del tiempo, realizable con el instrumento denominado Megher.

Durante esta prueba, voltaje es aplicado por un periodo de 10 minutos. El operador toma lecturas cada 10 segundos por el primer minuto, y luego cada minuto hasta sumar 10 minutos.

La inclinación de la curva indica la condición del aislamiento bajo prueba. Un buen aislamiento mostrará incremento continuo en resistencia. Un aislamiento contaminado, húmedo o rajado producirá una curva relativamente recta.

La relación conocida como índice de polarización (IP) puede ser obtenida al dividir el valor de la lectura de 10 minutos entre la lectura de 1 minuto. El índice de polarización es un indicador de la inclinación de la curva



Índice de Polarización (IP) = lectura de 10 minutos / lectura en 1 minuto.

El índice de absorción se extrae de un ensayo en el que se aplica tensión continua y se mide la resistencia de aislación a los 30 segundos y a los 60 segundos de aplicada dicha tensión.

Como referencia para evaluar el estado de la aislación se tiene la tabla de la figura siguiente.

Básicamente la curva que se busca está originada por la suma de tres (3) valores:

Corriente de carga de la capacidad: Esta corresponde a la clásica ley de variación exponencial de un circuito serie RC, se manifiesta con un valor agregado en los primeros instantes y desaparece al cabo de algún tiempo cuando ya se ha cargado la capacitancia de la aislación.



Corriente de absorción: Esta corriente, que decrece con el

tiempo en función logarítmica, depende de la naturaleza de la aislación y se manifiesta como una energía de absorción de carga de las aislaciones sólidas y requiere un tiempo mucho más largo que el de la corriente de carga capacitiva (del orden de los 5 a 10 minutos).

Corriente de conducción o fuga: Esta es la corriente que circula en forma permanente a través y superficialmente en las aislaciones, dependiendo de la tensión aplicada.

La suma de las tres (3) componentes, da como resultado que la corriente en función del tiempo vaya decreciendo, sin embargo, si la aislación contiene mucha humedad, el efecto de la absorción es encubierto por una elevada corriente de fuga, con lo que los valores medidos al comienzo y al final de la prueba serán sustancialmente próximos.

FACTOR DE POTENCIA

Conocido como la tangente ∆ o factor de disipación es la medida de las perdidas del sistema aislante, la prueba consiste en aplicarle un campo eléctrico alterno y medir la energía disipada, como sabemos cualquier medio aislante se puede modelar como un condensador. La peculiaridad del aceite es que presenta una rigidez dieléctrica considerablemente grande por lo que al aplicarle una diferencia de potencial el consumo de potencia es mínimo y a su vez, esta potencia al estar puro el aceite es solamente capacitiva implicando un Factor de Potencia muy bajo cercano a cero. Al contaminarse este aceite debido a las partículas de carbón o

del mismo papel aislante dañado, así como posible humedad que absorba éste, habrá un consumo de potencia real que incrementará el Factor de Potencia medido en el Transformador, lo cual al momento de realizar la prueba un Factor de Potencia las condiciones de buena o mala calidad del aceite serán las siguientes:

F.P. <0.5 % indica que el aceite está en perfecto estado.



F.P. >0.5 % y <1.4 % indica que el aceite esta degradado y que es conveniente realizar una limpieza del mismo liberándolo de humedad e impurezas.

F.P. >1.5 % Exige sacar de operación el transformador y limpiar el aceite así

Esta prueba permite determinar hasta que punto el aceite ya no es regenerable.

La tangente ∆ es la relación entre la componente resistiva y capacitiva de la corriente, resulta independiente de la cantidad de aislamiento bajo ensayo.

Es realizado a tensiones menores o iguales a la nominal evitando con ello dañar el asilamiento bajo ensayo.

DESCARGAS PARCIALES

Existe la posibilidad de realizar ensayos de descargas parciales en transformadores de potencia, sobre todo en los transformadores más críticos o de mayor potencia. Las descargas parciales son pequeñas descargas que aparecen en el interior de los dieléctricos como manifestación de la degeneración de los mismos. Aparecen como efecto del incremento del campo eléctrico en pequeños vacíos gaseosos en el interior del aceite aunque también se pueden dar en el papel o epoxy o como resultado de la presencia de contaminaciones metálicas, etc.

Estas descargas aceleran los efectos de degradación térmica y aunque para el caso del aceite son autoregenerables, conducen en algunos casos exponencialmente a la destrucción del transformador de potencia. Hay dos sistemas usuales de detección, acústicos y eléctricos. El sistema acústico busca registrar la manifestación mecánica



sonora (en el rango ultrasónico) de las descargas posibilitando incluso con algún sistema determinar su localización. El sistema eléctrico permitiría determinar las descargas y correlacionarlas con otros parámetros.

Prueba de voltaje escalafonado

En esta prueba el operador aplica dos o más voltajes de prueba en escalafones recomendada 1 a 5, el voltaje se aplicará por la duración del mismo tiempo, usualmente 60 segundos

Los aislamientos completamente secos limpios y sin daños físicos deberán proveer los mismos valores de resistencia a pesar de los cambios de voltaje. Si el valor de la resistencia decrece a altos voltajes, esto indicará que la calidad de aislamiento se está deteriorando por suciedad, humedad, rajaduras, envejecimiento u otro.

ENSAYOS FISICO QUIMICOS AL ACEITE

En la actualidad se estima que la vida útil de un transformador puede alcanzar hasta los 40 años, y para un aceite de alta calidad para transformadores rigen las mismas expectativas. Dado que la vida de servicio del papel aislante depende de la estabilidad del aceite (cuando el aceite se deteriora, se acelera la degradación de las fibras de celulosa), es evidentemente preferible utilizar desde el principio un aceite de buena calidad en lugar de esperar a que el papel se deteriore, un daño que es irreversible.



El sistema de aislamiento (aceite y papel) es el componente más importante y es al que se le debe cuidar en mayor grado.

Existen cuatro factores que afectan al sistema de aislamiento de un transformador en aceite: la humedad, el oxigeno, el calor y la contaminación.

El efecto de la humedad en las propiedades aislantes del aceite depende de la forma en que esta exista. Una pequeña cantidad de agua en forma de emulsión agua/aceite tiene una marcada influencia al reducir la rigidez dieléctrica del aceite. En cambio, hasta cierto punto, el agua disuelta en el aceite tiene poco o ningún efecto sobre la rigidez dieléctrica del mismo.

El oxigeno es otro de los potenciales enemigos del aislamiento de un transformador, ya que, este reacciona con el aceite para formar ácidos orgánicos, agua y lodo. El oxigeno proviene de la atmósfera o es liberado por la celulosa como resultado de aplicarle calor, además no es posible eliminar todo el oxigeno existente en un transformador inclusive si el llenado del mismo se lo realiza con vacío.

Se sabe que el 90% del deterioro de la celulosa es de origen térmico. La degradación térmica del aislamiento es función del tiempo, de la temperatura y de cuan seco esta el aislamiento. Las elevadas temperaturas causan un envejecimiento acelerado de la celulosa empleada como aislamiento, reduciéndose la rigidez mecánica y eléctrica de la misma, produciéndose la de-polimerización o destrucción del papel; otros efectos debidos a las elevadas temperaturas son la generación de agua, materiales ácidos y gases (CO2, CO).

Un estudio realizado por las compañías de inspección y seguros de los EE.UU mostró que:

Un 10% del total de averías en transformadores eléctricos se debían al deterioro del material aislante.

La averías internas por sobrecarga en los arrollamientos de alta tensión eran ocasionadas por sedimentos de material.

Un aceite de transformador contiene información sobre el estado del transformador. Por ello, analizando el aceite en servicio pueden obtenerse tempranas indicaciones de la degradación del papel, puntos recalentados, averías eléctricas y problemas con piezas móviles tales como las bombas. Para evitar serios problemas, estos datos pueden ser utilizados como guía de las medidas correctoras a tomar en el transformador.



Color y apariencia externa Un color oscuro puede indicar que el aceite ha comenzado a deteriorarse, lo que además constituye el primer paso en la formación de lodos. La apariencia de un aceite puede revelar la presencia de agua libre e impurezas, tales como fibras o partículas de celulosa. Un olor desagradable puede denotar la formación de un arco eléctrico, lo que ocasiona la descomposición del aceite. Con todo, es necesaria una sistemática documentación de estas observaciones para asegurar la continuidad en caso de cambios de personal.

La mejor manera de remover el lodo de un transformador es mediante un filtrado de la parte activa y del interior del tanque empleando aceite dieléctrico caliente (60º y 80ºC). Para ejecutar este “lavado” del interior del transformador existen maquinas especiales que emplean calentadores, bombas de vació, cámara con tierra de Fuller, filtros, etc.

REGIDEZ DIELECTRICA

La degradación del aceite se puede apreciar con sencillez con el registro de este parámetro. El ensayo se basa en la inserción entre electrodos sumergidos en aceite de una tensión creciente hasta que se produce la descarga. Se repite el ensayo seis veces para conseguir una media repetible. La rigidez dieléctrica se mide con el instrumento denominado ESPINTEROMETRO el cual consta de un transformador de alto potencial regulable por medio de un reóstato y de un recipiente especial provisto de electrodos en forma de semiesferas de 25mm.

La intensidad de campo eléctrico máxima que puede soportar el aceite se denomina ”Rigidez Dieléctrica” y la tensión que produce la descarga se denomina “Tensión de Perforación”

Es preferible utilizar directamente el vaso del equipo de prueba, de no ser así, los envases a emplear deben ser preferentemente



de vidrio color “caramelo”, con tapa esmerilada o con cierre hermético. No se aconseja utilizar envases plásticos. En días de mucha humedad no se recomienda extraer muestras.

Se requiere aproximadamente un litro para la prueba de rigidez dialéctica

CONTENIDO DE AGUA

Se mide en partes por millo ppm, el agua puede prevenir del aire atmosférico o de la degradación de materiales aislantes cuando su presencia es mínima no modifica la presencia del aceite pero cuando tiene un contenido mayor se presenta en forma de gotitas que hacen que disminuya la rigidez dieléctrica.

Número de Neutralización

Es una medida de los agentes contaminantes ácidos orgánicos producto de la oxidación del aceite. La medición involucra una dosificación con hidróxido de potasio (KOH) usado para neutralizar los ácidos en el aceite. Por ello, la cantidad de neutralización se expresa en miligramos de KOH por gramo de aceite.

Al tener un número de neutralización alto se prevé la presencia de lodo producto de un estado de oxidación avanzado.

CROMATOGRAFIA DE GASES

En años recientes, el análisis de gases generados en el interior del transformador mediante cromatografía de gases se ha constituido en una herramienta poderosa a la hora de monitorear el estado en que se encuentra el transformador, sin necesidad de sacarlo de operación.

Para transformadores con capacidades de menos de 300 MVA realice una cromatografía de gases al aceite inmediatamente antes del inicio de la operación, 1 mes después, 6 meses después, 1 año después del inicio de operación, luego anualmente.

Para transformadores con capacidades de más de 300 MVA realice una cromatografía de gases al aceite inmediatamente antes del inicio de la operación, 1 mes después, 3 meses después, 6 meses después del inicio de operación, luego semestralmente.

El análisis de cromatografía gaseosa de los gases disueltos en el aceite es una técnica que permite detectar fallas incipientes y



verificar el estado interno de los transformadores. En caso de fallas incipientes los gases formados se disuelven en el aceite, el conocimiento del tipo de estos gases, la composición de la mezcla y la velocidad de formación hace posible decidir sobre la presencia de fallas, el tipo y la severidad de las mismas.

La cromatografía gaseosa es una técnica que permite separar e identificar los componentes de una mezcla de gases.

La toma de muestra de aceite requiere cuidados especiales ya que no debe entrar en contacto con el aire ni perder alguno de los compuestos gaseosos que se hallan disueltos. Generalmente se usan jeringas especiales con lo que se evita la contaminación y el desprendimiento de gases por cambios de temperatura en la muestra durante el transporte al laboratorio.

En base a numerosas experiencias, es posible adjudicar a cada tipo de falla la aparición de gases de descomposición. La mayoría de las fallas pueden sintetizarse en los siguientes casos:

Arcos o perforaciones eléctricas de alta intensidad de corriente: Se constata que cuando no interviene la aislación sólida la composición de gases es la siguiente:

Descomposición térmica por sobrecalentamiento: Si se trata del aceite, la descomposición comienza a notarse alrededor de los 150 °C y aumenta con el aumento de la temperatura. Las proporciones de los gases en la mezcla dependen de la temperatura de descomposición. A 18 temperaturas superiores a los 600 °C la mezcla consiste casi exclusivamente de metano e hidrógeno.

Cuando la descomposición térmica afecta también al papel impregnado en aceite, el producto principal es el anhídrido carbónico y en menor grado el monóxido de carbono. Si la temperatura supera los 500 °C también se forma hidrógeno.

En los transformadores considerados como sanos, también tienen lugar los procesos de envejecimiento, por lo que se considera normal que existan gases disueltos en el aceite aislante. Si bien este envejecimiento depende de las condiciones de operación y de la edad del transformador, se consideran como sanos aquellos equipos que no han sobrepasado los límites indicados en la tabla siguiente.

Los gases que se generan en el interior son gases combustibles y no combustibles, dentro de los cuales tenemos:

Hidrogeno (H2)



Metano (CH4) Etano (C2H6) Etileno (C2H4) Acetileno (C2H2) Monóxido de carbono (CO) Dióxido de Carbono (CO2)

Perfiles cromatográficos indicando el tipo de falla mediante el método del gas característico.



CROMATOGRAFIA DE FURANOS

En este ensayo de laboratorio se busca determinar la cantidad de cierto componente (furaldehidos) en una muestra de aceite aislante, los derivados furanicos es propio de la descomposición térmica de la celulosa y no puede ser generado por el aceite. Por lo tanto el control periódico de la de la concentración de este compuesto en el aceite es conveniente para anticipar la falla y garantizar una extendida vida útil del transformador.

Inspección termográfica

Se utiliza, mediante el empleo de cámaras de termovisión infrarroja, para localizar defectos por calentamiento, particularmente en piezas de contacto de seccionadores, bornas y grapas de conexión de los equipos, tomando como referencia la temperatura ambiente y la de otra fase sana. Se aplica mediante un barrido de todas las conexiones eléctricas en un parque y permite registrar la distribución de temperaturas en un equipo que se encuentre en las condiciones de régimen normal de servicio.

La termografía infrarroja es una técnica de inspección ideal para el escaneo de componentes defectuosos en todo el equipamiento eléctrico de distribución. La utilización regular, contaminación química, corrosión, fatiga, y fallas en el mantenimiento pueden ocasionar disminución de la conductividad y elevar el nivel de resistencia de los componentes del equipo en cuestión. Tal



aumento de resistencia origina el aumento de potencia disipada en forma de calor. Esto, en consecuencia, se traduce en un aumento de temperatura del componente involucrado. Este excesivo calor, evidenciado por el aumento de temperatura superficial del componente, puede ser rápidamente identificado y el incremento de

temperatura medido por el sistema infrarrojo. La ventaja de que la termovisión se realiza sobre el equipamiento en servicio, ha hecho que este método sea constantemente utilizado.

El equipo empleado así como la imagen obtenida es la de la foto

COMPONENTES CLAVES DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA ENACEITE DENTRO DE SU MANTENIMIENTO PREVENTIVO

C O M PO N E N T E IN S P E C C IO N Y /O P R U E B A S

Devanados

Resistencia D CRelación de transformaciónCorriente de excitación en todos los tapsResistencia de aislamientoF actor de potencia del aislamiento

PasatapasFactor de potencia del aislamientoTemperatura ( termografía infrarroja )Nivel de aceiteInspección visual (rajaduras-limpieza )



Aceite dieléctrico

Cromatografía de gasesRigidez dieléctricaTensión interfacialNumero de neutralizaciónInspección visualC olorContenido de aguaFactor de potenciaGravedad especifica, Sedimento s

Cambiador de taps bajo carga

Temperatura ( termografía infrarroja )Relación de transformación en todos los tapsCorriente del moto r de accionamientoInspección a contactos -continuidadRigidez dieléctrica del aceite

Cambiador de taps desenergizado

Inspección a contactos -continuidadTemperatura ( termografía infrarroja )Relación de transformación en todos los taps

Núcleo Resistencia de aislamiento del núcleo a l tanqueNúcleo a tierra

Tanque y equipos asociados

Medidores de presión /temperatura /vacío- calibraciónTemperatura ( termografía infrarroja )Inspección visu a l ( fugas y corrosión )

Tanque conservador Inspección visual ( fugas y corrosión )

Respirador deshidratante Color característicoVálvulas en la posición correcta

Válvula de sobrepresión Inspección visualRelé Buchholz Correcto desempeño

RadiadoresTemperatura ( termografía infrarroja )Inspección visual (fugas, limpieza, libre paso de aire y orrosión)

Ventiladores ControlesInspección visu al - ruido inusual

Bombas de circulaciónRotación, Medidor de flujo, Corriente de carga del moto r

ACTIVIDADES A REALIZAR DENTRO DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE UNTRANSFORMADOR DE POTENCIA EN ACEITE

INTERVALO ACTIVIDADES A REALIZAR

Diariamente

1 Tome lecturas de las corrientes y de los voltajes de carga

2Tome lecturas de la temperatura del aceite y de la temperatura dedevanados (si el transformador tuviere medidor de temperatura dedevanados)



3Tome lecturas de las temperaturas del aceite entrante y saliente (ventilaciónpor aceite forzado). Tome lecturas de las temperaturas del agua entrante ysaliente (refrigeración por agua)

4 Tome lecturas de la presión del colchón de nitrógeno (variara bajo lascondiciones de carga y temperatura del ambiente)

5 Sonidos inusuales

6 Observe las bombas de circulación y los ventiladores (deberían estaroperando a esas temperaturas?)

Semanalmente1 Fugas (especialmente en aceites con PCB)2 Nivel de aceite en el tanque y en los pasatapas (si estos fueren en aceite)3 Revise los tubos de ventilación; note cambios de temperatura

Mensualmente

1Inspeccione todos los medidores que posea el transformador junto con lospasatapas tanto de alta como de baja tensión. Revise la existencia de fugasde aceite del tanque, uniones y tuberías.

2Realice una inspección general del transformador. Tome nota del número deoperaciones del cambiador de tap bajo carga (si el transformador estuviereequipado con uno)

3 Revise las alarmas de protección. Revise el medidor de presión/vacío.Compare las lecturas con las del fabricante

4 Revise el estado del respirador deshidratante (está saturado de humedad?)

3 meses

1 Realice las nueve pruebas al aceite dieléctrico. Tome lecturas de latemperatura promedio del aceite (>90ºC <100ºC)

2 Revise si la válvula de sobrepresión ha operado (indicador de color amarilloo azul)

3 Realice una cromatografía de gases del aceite4 Revise la existencia de fugas de aceite o agua

Semestralmente

1 Realice las nueve pruebas al aceite dieléctrico. Tome lecturas de latemperatura promedio del aceite; rango 80º C

2Realice una inspección visual de los pasatapas/aisladores y pararrayos enbusca de rajaduras, grado de limpieza, contaminación o existencia defogoneo.

3 Revise el sistema de puesta a tierra en busca de malos contactos,conexiones rotas o corroídas

4 Realice una cromatografía de gases del aceite

4. MANTENIMIENTO DE UN INTERRUPTOR DE POTENCIA



4.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO

A menudo la necesidad del mantenimiento de los interruptores no es obvia, dado que no se utilizan continuamente, estén abiertos o cerrados, por largos períodos de tiempo. La necesidad de predecir la adecuada función de los interruptores aumenta con los años a medida que los sistemas de transmisión se expanden y transportan mayor energíasasmayoressdistancias.

Con el avance de la tecnología con los años aparecieron los interruptores de bajo mantenimiento pero esto no brindó mayor confianza en la administración del sistema enscuantosaslasconfiabilidadsdeslasoperación.

El interruptor es de hecho, una caja negra. La única manera de estar seguro de su condición es abrirlo para realizar una inspección física.

Desafortunadamente, este método es muy costos y debe reducirse a un mínimo para prevenir un mantenimiento innecesario

INSPECCIONES:



Asegurarse que el interruptor esté aterrado al menos por dos lugares.

Verificar que los bushings no estén rajados, quebrados o torcidos.

Verificar el nivel de aceite de los bushings y del tanque. Verificar que las conexiones pernos o conectores no estén

flojos y que no haya evidencia de corrosión o sobrecalentamiento

Verificar que el termostato esté a la temperatura deseada Verificar los contactos del interruptor para asegurarnos que

no haya distorsión y se deslicen correctamente. Medir los voltajes dc a ac del gabinete del interruptor Asegurarse que la válvula principal de aceite esté

completamente cerrada. En Interruptores operados por aire inspeccionar si existen

fugas, asimismo el compresor, aceite, filtro de aire. En interruptores con operación hidráulica realizar un chekeo

de la si hay fugas de aceite y condición física de la bomba.

Con el interruptor fuera de servicio

Inspeccionar visualmente, limpiar y lubricar los contactos de arque y los contactos fijos de acuerdo a las especificaciones del fabricante.

Remplazar los contactos de arqueo y fijo donde sean necesarios.

Operador de resorte (SF6)

Chequee la calidad del gas SF6 (componentes SO2 producidas por arcos)

Prueba la densidad de los monitores (si es aplicable) Prueba la presión del SF6 Mida y anote el tiempo para cargar los resortes Mida la corriente del motor Verifique la calibración de los indicadores de presión Registre la presión de gas Debe verificar el contenido de humedad en el gas antes de

rellenar el interruptor (máximo contenido de humedad permitido por volumen es

120 ppm). El contenido de humedad del gas en el interruptor no debe

ser medido. Las sustancias producidas por arcos eléctricos pueden dañar el instrumento destruyendo la celda de muestreo.



Interruptores operados por aire

Realice la prueba de caída de presión. Desconecte el compresor de su fuente y opere el breaker.

Registre cuántas operaciones son completas exitosamente y cuánto aire se usa en cada operación

Pruebe la válvula de alivio de presión Drene el interruptor y tome el tiempo para ver cuánto toma

recargar el sistema. Chequee todos los puntos de alarma. Chequee los indicadores, los reducidores, los reguladores y

las válvulas Dele servicio al compresor.



4.2 MANTENIMIENTO PREDICTIVO

Los especialistas en el mantenimiento crearon lo que se conoce ahora como el mantenimiento predictivo. Su propósito es de predecir con precisión la condición del interruptor.

Por ello la inspección requerida se limitará a la intervención correctiva o preventiva, reduciendo dramáticamente de esta manera el costo del mantenimiento y aumentando al mismo nivel su eficiencia.

Prueba de resistencia de contacto en interruptores.

El equipo de prueba opera con el concepto de hacer pasar una corriente dada (típicamente 100 A DC) a través del aparato bajo prueba midiendo la caída de potencial resultante con un milivoltímetro. Ya que la caída de potencial está directamente relacionada a la resistencia desconocida, el milivoltímetro debe tener una escala en unidades de resistencia, en muchos casos microohmios. Por lo tanto el instrumento es de lectura directa, libres de errores residuales, ya que se usa terminales para potencial y corriente individualmente.



La medición, se efectúa siguiendo la siguiente secuencia:

1. Se extrae el interruptor de su celda.2. Se cierra el interruptor.3. Se conectan los cables de corriente en ambos lados del

polo a medir.4. Se conectan los cables sensores (usando las mismas

polaridades que se usaron para los cables de corriente) en los lados del polo a medir. Los cables sensores deben ser conectados dentro del lazo formado por los cables de corriente, pues, de no ser así, la medición podría resultar incorrecta.

5. Prender el interruptor del equipo medidor.6. Seleccionar el rango de corriente, normalmente utilizamos

100 A, usando el selector de escalas de corriente.7. Llevar la perilla del transformador variable a cero.8. Aumentar la corriente tan próxima como sea posible al

valor deseado, observable en el instrumento de medición digital.

9. Apretar el botón de resistencia “R” y de este modo el instrumento interrumpe el flujo de corriente a través del polo en prueba entrando en el modo cálculo, pasado unos



segundos aparece en el display la lectura de la resistencia de contacto.

10. Apagar el interruptor del equipo de medición.11. Volcar el valor medido en la planilla correspondiente.12. Repetir el procedimiento a los otros dos (2) polos.

Se espera que haya un incremento gradual de la resistencia de contacto como resultado del tiempo de uso y las condiciones de operación a las cuales está sometido el interruptor.

Prueba de puente de capacitancia

Una prueba bastante común para determinar el si sirve o no el aislamiento es la prueba de capacitancia y de factor de disipación.

Esta prueba se hace frecuentemente con un tester de puente de capacitancia. Un buen aislamiento es primariamente capacitivo con pocas pérdidas resistivas o de potencia. En un mal aislamiento las pérdidas resistivas y el factor de disipación son más altas.

Los conductores del equipo energizado pueden considerarse como una placa de un capacitor. El aislamiento (aceite, papel, hule, etc.) forman el dieléctrico. La segunda placa del capacitor puede ser el conductor de las otras fases, el núcleo de acero aterrizado, el tanque, etc.

Mediciones de la capacitancia y el factor de disipación entre las diferentes partes del equipo pueden ser usadas para verificar las diferentes secciones del sistema de aislamiento eléctrico.

Factor de disipación = Ir / It = Cos θ

Factor de potencia = Ir / Ic = Tan θ′ Por eso es que para un factor de disipación del 20% o

menos, el factor de potencia puede considerarse igual al factor de disipación.

Medición de tiempos de accionamiento en interruptores.

El control de estos valores posibilita los ajustes precisos para garantizar la correcta operación de los equipos y permite programar

adecuadamente la revisión necesaria para sustituir piezas y componentes



Esta medición se efectúa mediante el instrumento mostrado en la foto siguiente conectado como allí se muestra, para el caso de un interruptor de MT, es decir, en los contactos de entrada y salida de cada polo.

La medición, se efectúa siguiendo la siguiente secuencia:

1. Se extrae el interruptor de su celda.2. Se conecta el equipo de medición, cortocircuitando las tres

(3) fases del interruptor.(entrada y salida independientemente) Al ser la mayoría de los interruptores de mando unificado, el comando actúa sobre las tres (3) fases a la vez.

3. Prender el equipo de medición.4. Se cierra el interruptor mediante mando eléctrico.5. Se lee el tiempo de cierre.6. Se abre el interruptor mediante mando eléctrico.7. Se lee el tiempo de apertura.8. Apagar el interruptor del equipo de medición.9. Volcar el valor medido en la planilla correspondiente.



Método de prueba de humedad

Existen varios métodos para determinar los niveles de humedad en el gas SF6 con varias ventajas y desventajas sin embargo el tester de punto de condensación es usado comúnmente pues es preciso y tiene un amplio rango de operación.

Para poder realizar la prueba es preciso desenergizar y aterrar el equipo para poder obtener una muestra de forma segura asimismo tener en cuenta que el sistema no esté sujeto a grandes variaciones de temperatura.

5. MANTENIMIENTO DE SECCIONADORES

Las cuchillas desconectadoras (llamados también Seccionadores) son interruptores de una subestación o circuitos eléctricos que protegen a una subestación de cargas eléctricas demasiado elevadas. Son muy utilizadas en las centrales de transformación de energía eléctrica de cada ciudad.

5.1 Mantenimiento

Se divide en dos componentes:

Inspección visual.

Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizar la línea, no utiliza herramientas ni instrumentos

en la mayor parte de los casos, y como su nombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales.

Tiene la finalidad de revisar visualmente el estado exterior del equipo, anotándose en una planilla los resultados de dicha inspección.

Las planillas tienen una casilla por fase, es decir, tres para los equipos, en las que se anotan las letras correspondientes al estado exterior del equipo, según el siguiente criterio:



5.2 Mantenimiento preventivo programado o sistemático

INSTRUCCIONES PARA MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE INTERRUPTORES TIPO 10: (INTERIOR) 152-10



PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE EMA (AM17,5 kV) AISLACION: ACEITE ACCIONAMIENTO: MECANICO

MANTENIMIENTO DEL EQUIPO

a)- Limpieza general

b)- Verificación:

1- Morsetería 2- Pérdidas aislantes 3- Funcionamiento de muelles 4- Circuito motor de muelles

c)- Cambio de aceite aislante

MEDICIÓNES DEL EQUIPO

Medición:

1- Aislación

2- Rigidez dieléctrica aceite

3- Resistencia de contacto

4- Tiempo, cierre, apertura

CIRCUITOS ELÉCTRICOS DEL EQUIPO

Verificación:

1- Circuito de comando cierre, apertura, fuerza motriz 2- Circuito fin de carrera del motor de muelles 3- Circuito distancia, apertura, alarma, señalización 4- Circuito calefacción, enclavamiento.

PROCEDIMIENTO:

A) Verificación y Limpieza de aisladores



B) Verificación y Limpieza de contactos C) Verificación y Limpieza de conexiones D) Revisión presión de contacto E) Medición resistencia de contacto F) Medición resistencia aislamiento G) Ejecución repetida apertura y cierre H) Revisión y engrase transmisiones I) Revisión dispositivos mando y señalización K) Comprobación de enclavamientos L) Revisión puesta a tierra M) Comando local Ñ) Inspección armario de accionamiento O) Inspección dispositivos de mando y señalización P) Estado armazón y soportes Q) Observaciones

INSTRUMENTOS USADOS

a) Equipo Limpieza b) Equipo Engrase c) Polímetro d) Micrómetro e) Megger

6. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADOR DE MEDIDA

Las principales tareas de los Transformadores de Medida son: Transformar tensiones e intensidades con valores grandes a

valores fáciles de manejar por los relés y equipos de medida. Aislar el circuito de medida del sistema primario de alta

tensión. Posibilitar la normalización de relés y equipos de medida a

unos pocos valores de tensiones e intensidades nominales.



7. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

7.1. Por el usuario

Todas las operaciones de mantenimiento, reparación o reposición serán realizadas por personal especializado.

Al usuario le corresponde, ante la sequedad excesiva del terreno y cuando lo demande la medida de la resistividad del terreno, el humedecimiento periódico de la red bajo la supervisión de personal calificado.

7.2. Por el personal calificado

Se indica a continuación la relación de las operaciones específicas de mantenimiento a realizar en los principales elementos o componentes de la instalación de toma a tierra, tales como líneas principales de tierra o arqueta de conexión y electrodos, por parte de personal especializado, que es está en posesión del título de instalador electricista autorizado y que pertenece a una empresa con preceptiva autorizada administrativa.



Líneas principales de tierra.

Cada dos años se comprobará mediante inspección visual el estado frente a la corrosión de todas las conexiones, de las líneas principales y derivadas de tierra, así como la continuidad de las líneas. Se repararán los defectos encontrados.

Cada cinco años se comprobará el aislamiento de una instalación interior que entre cada conductor y tierra y entre cada dos conductores no deberá ser inferior a 250.000 Ohm. Se repararán los defectos encontrados.

Arqueta y puntos de conexión.

Cada año, en la época en que el terreno esté más seco y después de cada descarga eléctrica, si la subestación tiene para rayos, se comprobará su continuidad eléctrica en los puntos de puesta a tierra.

Se repararán los defectos encontrados.

Electrodos

Cada dos años se comprobará que el valor de la resistencia de tierra sigue siendo inferior a los 20 Ohm.

En cada caso de que los valores obtenidos de resistencia a tierra fueran superiores al indicado, se suplementarán electrodos en contacto con el terreno hasta restablecer los valores de resistencia a tierra de proyecto.

El punto de puesta a tierra y su arqueta deben estar libres de obstáculos que impidan su accesibilidad. Ante una sequedad extraordinaria del terreno, siempre que la medición de la resistencia de tierra lo demande, debería realizarse un humedecimiento periódico de la red de tomas de tierra bajo la supervisión de personal calificado.

8. SALA DE CONTROL DE UNA SUBESTACIÓN DE ALTA TENSIÓN

8.1. Sistema de Manejo de mantenimiento computarizado

El Sistema de Manejo del Mantenimiento Computarizado, SMMC (CMS en inglés) facilita el manejo del programa de mantenimiento.



La implementación de MBC se hace a través de este sistema y su éxito depende de éste.

El SMMC:

Respalda el almacenamiento de datos de las herramientas y actividades que monitorean las condiciones del equipo

Sigue la pista y la tendencia de los datos de monitoreo

Determina cuándo realizar el mantenimiento basado en los datos de monitoreo

Pronostica acciones de mantenimiento requeridos

Facilita la programación de tareas de mantenimiento

Almacena datos “Según lo encontrado”

Sigue la pista de datos de falla

Almacena costos de reparación

Almacena datos de costo de mantenimientos preactivos y correctivos

Provee el mecanismo necesario para la retroalimentación para el establecimiento y mantenimiento de un programa de MBC constante

8.2. Sala de control de una subestación de alta tensión

Resumen

Cuando se diseña el sistema de control de una subestación de alta tensión, los objetivos principales son la confiabilidad y la



reducción de costos. Actualmente la utilización de la tecnología disponible, basada en el uso de IEDs de tecnología de microprocesadores y las facilidades de comunicación utilizando redes LAN de alta velocidad, permiten desarrollar un nuevo concepto para los sistemas de control, protección y monitoreo en una subestación eléctrica de alta tensión. La comunicación a su vez permite la integración del control, la protección y el monitoreo

en un sistema integrado común, brindando diversas ventajas en comparación a los sistemas convencionales.

El siguiente trabajo tiene como objetivo presentar la estructura y los beneficios de la tecnología numérica, en los sistemas de control de subestaciones de alta tensión, los cuales traen como resultado un ahorro de costos y al mismo tiempo un aumento de la confiabilidad.

Introducción.

En los sistemas convencionales de protección, medición, control y supervisión para subestaciones de alta tensión, el desempeño de las diversas funciones ha sido tradicionalmente realizado por equipos y componentes discretos. La interconexión entre dichos equipos y los sistemas primarios de alta tensión, para su correcto funcionamiento, siempre han implicado un gran trabajo de ingeniería, cableado, montaje y puesta en servicio.

Actualmente, la tecnología de control numérico ha reducido notablemente el número de componentes distintos o equipos, lo

cual ha aumentado la disponibilidad del sistema y ha reducido los costos asociados al mismo.

Adicionalmente, el uso de redes LAN (“Local Area Network”) de alta velocidad para la transmisión de datos ahorra de manera considerable el volumen de cableado, y permite, gracias a su inmunidad a las interferencias electromagnéticas (en el caso de la fibra óptica) su utilización lo más cerca posible del proceso primario.

Por otra parte el uso de IEDs (“Intelligent Electronic Device”) basados en microprocesadores ofrece nuevas posibilidades tales como autosupervisión, análisis de señales, facilidades computacionales para los algoritmos de protección, y control, almacenamiento de datos, manejo de eventos y análisis de fallas.

Los desarrollos en esta área, aprovechando las nuevas tendencias tecnológicas han logrado una reducción significativa de espacio físico requerido para la instalación de los sistemas de protección, medición, control y supervisión. Así como una



significativa reducción en la cantidad de cable utilizado. Lo cual influye directamente en una reducción en los costos del proyecto, mejoras en la operación, reducción y planificación del mantenimiento, y brindan una serie de beneficios que representan

ventajas importantes a la hora de compararlos con los sistemas convencionales.

Estructura general de los sistemas de control de subestaciones.

Una subestación de alta tensión está por lo general dividida, desde el punto de vista del control de la misma, en tres (3) sectores:

El primero, conformado por los equipos del patio (seccionadores, interruptores, transformadores de corriente y tensión), se denomina nivel de campo.

Un segundo nivel, nivel de control de bahía, conformado por elementos intermedios que dependerán de la tecnología de control de la subestación (numérica o convencional) como lo son: armarios de reagrupamiento, unidades controladoras de bahía y todos aquellos elementos encargados de las funciones asociadas a las bahías tales como: control, supervisión, enclavamientos, regulación de voltaje, protección y medición.

Y un nivel superior, nivel de control de subestación, a través del cual se realizan las tareas de supervisión, maniobras y control llevado a cabo por las labores diarias de los operadores, relacionado con la subestación, tales como: control local de la subestación, comunicación, y manejo de los servicios auxiliares.

Esto nos define una estructura lógica del sistema de control (ver figura 1.) con dos (2) niveles jerárquicos superiores, los cuales deben estar interconectados para los intercambios de información. Y un nivel inferior, nivel de campo, encargado de la adquisición de datos:

- Estado de los equipos de maniobra.- Tensiones y corrientes en el sistema.- Temperatura en los devanados de los transformadores.- Nivel de aceite en los transformadores.- Nivel de gas en los interruptores.

Parámetros que serán transmitidos a los niveles de control superior; y la operación de los equipos de maniobra:



- Interruptores.- Seccionadores.

Donde las ordenes para operación (apertura/cierre) provendrán de los niveles de control superiores.

Figura 1. Estructura jerárquica en un sistema de control para una subestación de Alta Tensión.

Estructura de los Sistemas Convencionales.

Cuando se implementan en subestaciones sistemas de control convencionales, se tienen, de acuerdo al punto 2., los siguientes

niveles:

Nivel de campo, donde se realiza la adquisición de información de los equipos primarios del patio tales como interruptores, seccionadores, transformadores de corriente y potencial.

El siguiente nivel es el correspondiente a los elementos de procesamiento de toda la información que proviene de los equipos del patio exterior. En este nivel se realiza el tratamiento de lo que corresponde a protección, medición y control.

La interconexión de los niveles arriba mencionados se realiza con cables multiconductores, tendidos a través de canales de cables en el patio.



Características de los Sistemas de Control Convencional.

Los sistemas de control convencional se encuentran conformados por equipos y componentes integrados como se ha realizado en la forma tradicional. Esto es, utilizando cables multiconductores, relés auxiliares, relés repetidores, relés de disparo y bloqueo, etc.

Existen los equipos primarios del patio (nivel de campo), el cableado de interconexión y los equipos de procesamiento de información, en este caso el cuarto de relés y/o el de control.

Ingeniería:

En este tipo de sistemas de control, la ingeniería corresponde a la selección y la elaboración de los planos para que la bahía funcione como un todo, esto en lo correspondiente a protección, medición, control y supervisión.

Al realizar la ingeniería se debe tomar en cuenta la gran cantidad de planos de cableados y funcionales de las bahías y celdas correspondientes al esquema de la subestación a ser trabajada.

Estos planos, que son generados en esta fase, corresponden a los de los equipos exteriores, tableros de agrupamiento de señales y los tableros que se encuentren dispuestos en la caseta de relés o caseta de mando tales como: Control, Protecciones, Mando y Señalización.

Montaje:

Con respecto al montaje se debe tomar en cuenta que este tópico contempla a los equipos primarios, los armarios de agrupamiento de señales y los tableros a ser instalados en la caseta de relés o caseta de mando, sea el caso que aplicase.

La cantidad de equipos, armarios y tableros va a estar definido por el esquema de la subestación a ser implementada, los mismos se unirán a través de cables multiconductores, en canales de cables, con el fin de realizar el tendido de toda la información concerniente en lo que respecta a las diferentes funciones tales como: Protecciones, Control, Señalización y Alarmas.



Cableado:

Está actualmente establecido que uno de los principales objetivos al instalar un sistema moderno de control es la reducción de costos de cableado entre los diferentes equipos de patio y el nivel de control de subestación.

En una subestación construida con tecnología de control convencional se deben instalar entre 200 y 500 señales por bahías. En una instalación típica de 400kV con dos bahías de transformadores y cuatro bahías de línea, puede haber hasta 3000 conexiones entre los gabinetes de patio, y la sala de control y protecciones. Dichos enlaces sufren de los factores

ambientales, y en el caso de instalaciones a la intemperie están expuestas a riesgos de deterioro serios durante el ciclo de vida

de los equipos primarios.

En estos casos, las fallas en los cables implican en la mayoría de los casos el reemplazo completo del cableado.

La transmisión de datos analógicos en distancias mayores a 50 m usando conductores de cobre trae como consecuencia perdida de señales, ruido y reducción en la precisión del procesamiento de señales. Todos estos factores imponen limitaciones en el sistema.

Operación y Mantenimiento:

Las operaciones que se realizan en los patios de alta tensión pueden ser ejecutadas de diferentes maneras:

- En forma de telemando, desde un despacho de carga a través de un enlace de comunicaciones.

Este despacho a su vez se encargará, en una de sus tareas, de centralizar todo el sistema de potencia de la compañía eléctrica.

- Localmente, en el propio equipo en el patio exterior.

- A distancia, desde la caseta de relés o la caseta de mando.

Este mando se realiza a través de pulsadores ubicados en los armarios de los equipos exteriores, si ese es el caso, o a través de un conmutador de accionamiento en el tablero mímico si es el caso del armario ubicado en la caseta de relés.



Por ello, el principio fundamental en toda labor de operación y mantenimiento es tomar en cuenta la seguridad del personal y posteriormente la integridad el equipo en sí. Para esto se debe

realizar lo siguiente:

- Realizar un estudio previo de la maniobra a realizar, dependiendo el esquema a implementar.

- Utilizar los equipos de seguridad adecuados.

- Aplicar las normas de seguridad.

En caso de los patios convencionales nos encontramos que las labores de operaciones son realizadas con la mayor precaución que le corresponde.

El mantenimiento se realiza básicamente sobre los equipos de alta tensión como son: interruptores, seccionadores, transformadores de medida etc.

Puesta en servicio:

La puesta en servicio de subestaciones de alta tensión con sistemas de control convencionales se realiza, por una parte, en los equipos de alta tensión, tableros en las casetas de relés o caseta de mando y por la otra parte todo lo que está relacionado con el denominado “Hard-Wire” que engloba todo lo correspondiente a la parte funcional de la subestación.

Esta parte funcional implica realizar el chequeo de toda esa información de control, mando, señalización, alarmas que van a través de toda esa cantidad de cableado tendido en todo el patio hacia los diferente equipos y tableros, esta actividad puede generar una gran cantidad de tiempo que puede ser del orden de días dependiendo el esquema de la subestación, cantidad de bahías, cantidad de celdas, etc.



Estructura de los sistemas de control numéricos.

Los sistemas de control numérico han sido concebidos y diseñados para realizar el control, la supervisión y la protección de una subestación y de sus líneas de entrada y salida.

Figura 2. Arquitectura de un Sistema de Control Numérico.

Un sistema de control automatizado para subestaciones eléctricas consiste, siguiendo la estructura general de los sistemas de control de subestaciones mencionada en el punto 2., en un nivel de campo, un nivel de control de bahía, un nivel de control de subestación y un medio de comunicación entre ellos.

En la figura 2, se puede observar la arquitectura para un sistema de control numérico con los tres (3) niveles o jerarquías mencionados.



Nivel de campo.

En el nivel de campo se encuentran, al igual que en los sistemas de control convencionales, las unidades de adquisición de datos que proveen la data necesaria para el control eficiente de la subestación. A través de estas unidades el sistema de control numérico realizará:

- La adquisición de datos analógicos:

a. Corrientes y tensiones, tomados desde los transformadores de corriente y tensión respectivamente.

b. Temperatura de equipos, tomados desde, por ejemplo, RTDs (“Resistance temperature device”) en los transformadores.

c. Niveles de aceite en los transformadores.

d. Presión de gas en los interruptores.

- La adquisición de datos digitales (“Status”).

Incluyendo indicación del estado del equipo, operación local, remota, mantenimiento.

Se encuentran, además, los equipos de alta tensión que llevarán a cabo las ordenes generadas a los niveles de control superiores. A través de estos equipos el sistema de control numérico realizará:

- Mando de los equipos de interrupción por operación de las protecciones de las subestación:

a. Apertura automática de interruptores ante condiciones de falla.

b. Apertura automática de interruptores por disparos transferidos desde otros subestaciones.

c. Recierre automático de los interruptores, en aquellos esquemas de protección donde aplique.

- Mando de los equipos de seccionamiento o los equipos de interrupción por operación.



a. Apertura y cierre de seccionadores de línea y seccionadores de puesta a tierra por maniobras en la subestación.

b. Apertura y cierre de interruptores por maniobras en la subestación.

A este nivel de control, en estos equipos de alta tensión se puede realizar:

o Apertura manual de interruptores y seccionadores.o Control manual de cambiadores de tomas.o Control manual de banco de capacitores y/o reactores.

Finalmente, a este nivel también se encuentran, los canales de comunicación encargados de establecer el intercambio de datos

y órdenes entre el control numérico y los equipos de alta tensión. Estos canales deben estar diseñados de manera de proveer una barrera contra las interferencias electromagnéticas con el aislamiento galvánico y el blindaje.

Nivel de control de bahía.

El segundo nivel, nivel de control de bahía, está conformado por todos aquellos elementos encargados de las funciones automáticas de protección supervisión y control asociadas a las bahías, tales como:

o Protección de líneas y transformadores.o Protección de barras.o Protección contra fallas en los interruptores.o Medición.o Registro de eventos.o Enclavamientos.o Regulación de voltaje.

Funciones estas llevadas a cabo por relés de protección, relés de medición, controladores de bahía y en general IEDs [4] de nuevas generaciones.

Este nivel es el encargado de interactuar directamente con el nivel de campo, obteniendo la data con entradas y salidas analógicas y discretas.

Así mismo, este nivel puede realizar las funciones de monitoreo y operación de la bahía asociada, ante la ausencia del nivel superior, a través de interfaces hombre-máquina, HMI (“Human



Machine Interface”), de bajo nivel en la unidad controladora de bahía.

A nivel de los equipos de protección, medición y registro e IEDs en general, con la aparición de nuevas tecnologías los esquemas de protección y control, propios de cada subestación, se han desarrollado basándose en el uso de relés universales UR (“Universal Relays”) [4]. El relé universal es una nueva generación de relés modulares construidos en una plataforma común.

El objetivo fundamental de esta generación de relés es suministrar una herramienta común para la medición, protección, monitoreo y control del sistema de potencia, de manera que sirvan como motor de la automatización de la subestación.

La información de entradas y salidas digitales y analógicas de estos equipos se encuentra disponible para ser tomada por la unidad controladora de bahía a través de los puertos de comunicación de los relés.

De esta manera, la unidad controladora de bahía se encargará de:

- La interfaz con los relés de protección y otros IEDs de la bahía controlada con comunicación maestro-esclavo, a través de enlaces seriales, como el mostrado en la figura 2., o redes de campo. La comunicación entre los dispositivos de control de bahía y los relés de protección e IEDs de la bahía debe permitir el uso, con el fin de facilitar expansiones futuras y cambios en el sistema, de protocolos no propietarios tales como el DNP 3.0 ó el IEC 870-5-101.

- La interfaz con el nivel de control de la subestación, actuando como concentrador de comunicaciones entre los equipos de protección y otros IEDs y la red LAN [3] de la subestación a través de una conexión directa de alta velocidad. El controlador envía al SCADA local las señales de medición, los status y los controles para todos los interruptores y seccionadores de la bahía controlada. El envío de los status y cambios de estado en general se hace con formato SOE (“Secuence of Events”) de manera que el SCADA local reciba los status con un estampado de tiempo asociado.

- Realizar la automatización de los enclavamientos por medio de lógica programada.

- Suministrar una interfaz mímica local para el manejo de la bahía, a través de despliegues gráficos configurables, como



respaldo al sistema de control de la subestación, como ya se mencionó.

- En general, un dispositivo único no debe controlar más de una bahía en una subestación, de forma tal que la falla de dicho dispositivo tenga consecuencias limitadas en el control de la subestación.

Nivel de control de subestación.

El tercer nivel, nivel de control de la subestación, se encuentra relacionado con las tareas de operación y monitoreo de la

subestación.

La arquitectura típica se muestra en la figura 2. Esta arquitectura está integrada básicamente por las estaciones de operación, gateways, hubs de fibra óptica y receptor de sistema de posicionamiento global (GPS).

A este nivel los operadores de las subestaciones ordenan las maniobras de apertura y cierre de interruptores y/o seccionadores, se monitorea el estado de los parámetros propios del sistema, tales como:

o Tensiones de barra.o Corriente en las salidas.o Potencias entregas y recibidas.

Todo esto a través de interfaces hombre-máquina de alto nivel, figura 3, utilizando un software SCADA local para la subestación, normalmente instalado sobre estaciones de operación configuradas en arreglo Hot- StandBy. A través de estas estaciones de operación, los operadores pueden con facilidad:

- Ordenar la operación de interruptores, cambiadores de toma, seccionadores motorizados de la subestación.

- Supervisar las alarmas y eventos importantes de toda la subestación. A través de los SOE obtenidos de las unidades controladoras de bahía.



- Examinar la subestación en su conjunto o cualquier parte de la misma a través de los despliegues gráficos configurables, actualizados en tiempo real y con indicaciones de estado y valores medidos.

- Generar informes sobre aspectos fundamentales del funcionamiento como, por ejemplo, oscilogramas de perturbaciones, información sobre localización de averías y estadísticas sobre perturbaciones.

- Mantenimiento de la base de datos en el ámbito de la subestación.

- Supervisión y cambio de los parámetros de ajuste de las protecciones.

Figura 3. Despliegue gráfico de la subestación mostrado por el SCADA local.

o Supervisión de las funciones de autodiagnóstico y secuenciación de eventos de todos los IEDs de la subestación.

Además de esto, en el ámbito de control de la subestación, el SCADA local del sistema de control numérico puede realizar funciones automáticas de control y supervisión tales como:

o Funciones de automatización que impliquen más de una bahía, como por ejemplo:

a. Transferencia de barras

b. Programa de maniobras de transformadores, maniobras de líneas.

- Sincronización de tiempo con las unidades controladoras de bahía.



- Supervisión del programa de mantenimiento de equipos.

- Restauración automática del sistema de control numérico por pérdida de alimentación.

- Bote de carga cuando las condiciones establecidas se cumplan.

El gateway de comunicaciones es utilizado para la comunicación con el centro, o los centros, de control remoto (tales como los centros de despacho de carga regionales o nacionales). De esta manera se puede realizar el control remoto de la subestación. Esto se logra a través de la transferencia de status, control, mediciones, contadores y archivos entre el SCADA local de la subestación y el centro de control remoto. Dichas

transferencia se hace con protocolos de comunicación preferiblemente no propietarios, tales como el DNP 3.0 ó el IEC 870-5-101, que permitan fácil adaptación a futuras expansiones.

A través de los hubs de fibra óptica se realiza, físicamente, la red de datos local de la subestación (LAN). Estas redes son por lo general del tipo estrella redundante, tal y como se muestra en la figura 2., aunque también es aceptado el esquema de anillo redundante entre los controladores de bahía y los equipos en el nivel de control de subestación.

El equipo receptor GPS proporciona una referencia de tiempo precisa, necesaria para ser utilizada por las estaciones de operación, el gateway, y por los IEDs de protección y control para el estampado de tiempo en las secuencias de eventos (SOE).

Características de los Sistemas de Control Numérico.

Ingeniería:

En este tipo de sistemas de control, la ingeniería corresponde, en primer lugar, a la selección del esquema de control numérico aplicable a la subestación, esto sobre la base de las normas y estándares aplicable y las especificaciones técnicas particulares de la subestación [1].

En segundo lugar se deben seleccionar los equipos de protección, comunicación, automatización y control que integrarán el sistema. Se ha de tener especial cuidado en seleccionar equipos que permitan:

- Capacidad de comunicación de datos de alta velocidad IED-IED.



- Capacidad I/O expandible.

- Múltiples entradas CT’s y VT’s con posibilidad de calcular parámetros eléctricos (entradas virtuales).

Comparativamente con los sistemas de control convencionales, la elaboración de los planos para el sistema es significativamente menor. Ya que los planos de clabeado se limitarán, en la mayor parte del sistema, a mostrar las conexiones seriales o en red entre los equipos. Siendo similares sólo en el cableado entre el nivel de control de bahía y campo.

Otro paso importante en la realización de la ingeniería para un proyecto de control numérico consiste en la programación del control, como tal, a los diferentes niveles. A nivel de bahía se debe programar la configuración para los controladores de bahía (lógica programada), enclavamientos, permisivos, alarmas y señalizaciones (SOE) a ser reportadas al SCADA local. A nivel de subestación se debe programar el control de todas las bahías y el reporte a su vez a los centros de control remotos (centros de despacho de carga).

Montaje:

En términos de montaje dentro de una subestación, para un sistema de control numérico, por cada bahía el número de gabinetes necesarios por celda se ve disminuido significativamente, ya que a lo sumo cada bahía va a necesitar un gabinete por celda, ver figura 2., y un gabinete para la unidad controladora de bahía. Eliminándose aquellos gabinetes repletos de componentes electromecánicos o estáticos convencionales.

Cableado:

Esta integración reduce la cantidad de cableado de señales y otros equipos requeridos por la subestación, ahorrando así costos tanto de cableado como de espacio en la subestación.

Está actualmente establecido que uno de los principales objetivos para instalar un sistema de control numérico es la reducción de costos de cableado entre los diferentes equipos de patio y el nivel de estación.

Operación y Mantenimiento :

La labor de operación cuando se implementa un sistema de control numérico posee la diferencia con respecto al convencional, en que los equipos y tableros poseen relés con tecnología IEDs basada en microprocesadores que le brindan



“inteligencia” y mayor seguridad al momento de realizar las maniobras.

Puesta en servicio:

La puesta en servicio de subestaciones de alta tensión con sistemas de control numérico se realiza por una parte, en los equipos de alta tensión, tableros en caseta de relés, o caseta de mando, de igual manera que en las subestaciones con esquemas de control convencionales. Sin embargo, la verificación del “Hard-Wire” está limitada únicamente a la interconexión física entre el nivel de control de campo y el nivel de control de bahía.

Por otra parte, se pone en servicio todo lo relacionado con la red de control de los niveles jerárquicos superiores (control de bahía y control de subestación), que fue definida específicamente para al esquema de control a ser implementado.

Esto implica pruebas de comunicación, pruebas de operación de equipos, entre otras.

Al realizar la parte funcional, esta se puede llevar a cabo de una manera mucho más rápida que los esquemas convencionales, ya que en esta etapa el realizar pruebas sobre todos los elementos inteligentes ubicados en los niveles de control superiores, no implica la revisión del “Hard- Wire” hasta los equipos de patio.

9. CONCLUSIONES

Una vez analizadas y estudiadas las diferentes pruebas eléctricas, físicas y químicas realizadas al sistema de aislamiento de un transformador en aceite se puede concluir que, como un hemograma completo de la sangre de una persona, el análisis cromatográfico del aceite de un transformador constituye una herramienta poderosa a la hora de emitir un diagnostico del estado del transformador, pasando a ser esta prueba, la más importante dentro del mantenimiento preventivo periódico de un transformador en aceite.

El mantenimiento preventivo del transformador es esencial para alargar su vida útil, la mayoría de las fallas producidas se debe al deterioro del sistema aislante papel y aceite sin embargo se puede disminuir sus efectos combatiendo a factores como (humedad, oxigeno, calor, contaminación)

Actualmente se está instalando interruptores con SF6 o vació que a diferencia de los de aceite requieren menos



mantenimiento, po lo tanto la frecuencia de mantenimiento depende de la tecnología de los interruptores.

Para el mantenimiento de los seccionadores se diseñaron dos tipos de mantenimiento preventivo y predictivo.

El mantenimiento de los seccionadores consistió en tres etapas el mantenimiento del equipo, mediciones del equipo y los circuitos eléctricos del equipo.

El mantenimiento del transformador de medida consistió en varias en 6 etapas las cuales fueron: análisis del aceite aislante, medidas dieléctricas, medidas eléctricas, limpieza de porcelanas, limpieza de borneras y ajuste y/o remplazo del cableado de la bornera.


gestión de mantenimiento de centros de transformación de alta tensión

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